在能源转型发展过程中，分布式能源在高效利用可再生能源并满足终端用电需求方面，扮演重要角色。该领域覆盖的点多、面广，其中有针对工商户的，也有针对个体户的。关键是，有些细分领域已发展出成熟商业模式，项目在电价机制成熟地区可实现市场化回报，资金对其开发主体不再是问题。另一些细分领域则不然，项目的风险与收益特征对开发主体带来资金挑战，而相应的金融支持问题值得探讨。

　　从提高社会福祉角度看，这些使项目开发主体面对资金挑战的领域里，有些特别值得推动，例如具有“小微”特征的用户侧分布式发电、接近消纳端分散式风电、聚合小微资源型虚拟电厂等。本文聚焦于这些领域，先对项目风险与收益特征导致的资金缺口问题进行梳理，继而从改善其“风险－回报”结构的角度解析应如何对其开发主体提供金融支持，最后展望未来。

　　分布式能源发展的政策背景

　　为确保电力系统的稳定性、经济性与安全性，我国正在构建集中式与分布式并举的新型电力系统，通过集中式发电保证大规模的基础负荷供给，通过分布式发电提供灵活、可调节的能源供给。为了支持电力系统从政策驱动向市场化驱动转型，我国多次调整分布式能源政策，迄今已初步完成体制顶层设计，市场进入价值竞争阶段，技术采取多路发展。

　　顶层设计方面，电力体制历经多年改革，逐步实现政企分开、厂网分开和主辅分离，目前顶层架构已经建立，为分布式能源的市场化发展提供制度保障。相关政策颇多，其中以2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》、2024年《电力市场运行基本规则》等最重要，先后推动了我国输配以外竞争性电价的落实、电网公平接入机制的建立、分布式能源多方主体的进入、国家级多层次统一电力市场体系的构建、分布式能源的多元交易制度等。

　　市场竞争方面，依托于可再生能源发电的分布式能源，从2005年起，产业政策历经产业补贴、补贴退坡、全面市场化等改变，目前市场竞争主要基于价值。展开来说，2005年的《中华人民共和国可再生能源法》为我国可再生能源开启补贴之门，但补贴政策于2021年退坡，其后政府则以多项配套政策明确电力产品服务在电能和容量两方面的市场价值。今年，我国推出新能源上网电价全面市场化政策，由市场决定分布式可再生能源的价格。

　　技术发展方面，受惠于政府有利的产业政策，分布式光伏发电是我国发展最早的能源技术之一，其他技术则以多路并进方式前行，技术储备成熟，触及多方层面。

　　分布式能源发展的政策背景

　　综上，分布式能源在制度、价格和技术等方面都已具备市场化发展条件，但这种发展有赖成熟的商业模式、稳定的收益来源以及可控的风险，方能吸引私营风电开发企业、民间能源服务公司等多方主体参与。那么，这些条件在分布式能源领域的情况如何?

　　“小微”项目的风险与收益

　　分布式能源领域广泛，其中，有些细分领域项目已能实现市场化回报，其开发主体已能通过市场渠道获得所需资金。另一些细分领域则不然，其风险与收益特征会阻碍项目投资方的支持意愿。在此，工商业侧的分布式光伏、分布式储能等属于前者，而具有“小微”特征的户用侧分布式发电、接近消纳端分散式风电、聚合小微资源型虚拟电厂等属于后者。

　　本质上，项目收益与其营收空间、收入来源、开发成本等有关，而“小微”项目存在营收空间有限、收入来源单一、开发成本较高等问题，造成投资方缺乏支持动力，具体情况如下。

　　户用侧分布式发电方面，由于相关设备安装于居民侧或农业侧，用电关乎民生，其目录电价通常低于工商户，以致项目营收空间有限。同时，单户项目受到规模、电网架构等限制，无法直接入市交易，造成收入来源单一。分散式风电方面，小规模项目电力以就近消纳为主，但其建设需要新增占地，自用比例却有限，以致开发成本较高。同时，分散式项目须建在负荷中心附近，选址条件受限，从而影响其营收空间。虚拟电厂方面，开发主体固可通过信息化手段聚合分布式能源，参与调度和市场交易的新型电力管理，但目前相应技术并不成熟，平台建设成本高，市场机制有待探索，故整体收益较低。

　　至于风险，对债权投资人而言，目前项目明显存在信用、运维等多重风险。信用风险方面，户用侧分布式发电直接融资主体包括居民、农户等，接近消纳端分散式风电涉及民营企业，聚合小微资源型虚拟电厂涉及科技型企业，由于融资主体分散，履约能力参差不齐，故项目整体信用风险较高。运维风险方面，由于分布式项目的地理分散、设备多样、系统复杂，故运营维护都造成问题。例如，接近消纳端分散式风电的相关设备落在丘陵、农田、村镇各地，统一监控、运营和维护都有一定难度。

　　从投资方角度看，分布式项目技术风险较高，反映于分布式储能的电池安全性、虚拟电厂的平台技术成熟性等问题上。此外，由于投资回报周期长，如果融资期限错配，则有流动性风险之虞。尤其，有些项目的寿命在15年以上，开发主体会面临资本长期锁定和流动性压力。

　　金融支持路径解析

　　以上梳理表明，“小微”项目的“风险－回报”模式使其较难由市场渠道获得足够资金，从而有赖其他来源资金支持。不过，对于具有社会效益的项目，资本回报并非唯一考虑，反之，项目应当将资本回报和社会效益同时纳入考虑。在这个“双底线”框架下，通过公共资本来化解资金缺口问题，显然是可行方案之一。然而公共资本有限，如何有效加以利用，使其发挥最大效果?以下将从改善项目“风险－回报”结构的角度，对此问题提供一些方向性探讨。

　　根据相关问题的学术研究，由于公共资本有限，当某类项目的预期收益已达市场化回报时，项目本身已能吸引盈利型投资者，即不应再以公共资本支持。反之，当某类项目的预期回报低于市场收益门槛时，则可由公共资本承担高比例的风险损失或是让渡部分收益，以弥补市场回报与社会回报之间的缺口，从而改善项目的“风险－回报”结构。

　　上述研究结果对分布式能源领域极具启发性，凸显了当分布式能源领域项目的“风险－回报”结构不同时，其金融支持路径也应当不同。这表示，在工商业侧的分布式光伏、分布式储能等领域，由于投资回报已达市场化收益，故可通过市场化金融工具来支持。在此，绿色金融工具的作用主要体现于资金融通和市场信号释放。反之，这个支持路径对于“小微”项目并不合适，以下分别对三个分布式能源的细分领域展开解析。

　　首先是户用侧分布式发电领域。我国目录电价导致项目收益有限，债权投资人面临的信用、运维风险也较高，故可通过“政策性担保/增信+贷款”等模式缓释风险。在此，国际实践已经出现，例如美国纽约州能源研究与发展署就利用公共资金设立了贷款损失准备金，作为信用增级工具，而资金池可对清洁能源贷款产生的合格损失给予最高90%的覆盖，有效分担了贷款机构在社区住宅等清洁能源融资中的信用风险。国内方面，“光伏贷”模式经常与政策性担保结合，是为另一释例。这表示，通过引入公共资本分担风险，结构化金融工具可降低金融机构的违约损失敞口，改善项目的“风险－收益”结构。

　　其次是接近消纳端分散式风电领域。由于项目存在选址、建设等问题，造成投资方面临收益较低、流动性风险却较高的问题，故可由公共资本为投资方提供贷款，以优化资金期限结构，降低风险。相关实践已经出现，如亚行为天成租赁所提供的5500万美元贷款，为开发分散式风电提供长期资金支持。该案更通过多边开发银行的公共资本承担部分信用与流动性风险，以优化融资租赁公司投资分散式风电项目的“风险－收益”结构。

　　再者是聚合小微资源型虚拟电厂领域。由于项目商业模式尚未成熟，技术风险较高，故可通过政府对首个示范项目的捐赠款等方式来催化技术成果转化。例如，在澳大利亚一州政府与特斯拉合作启动的南澳大利亚虚拟电厂项目，州政府提供了两笔公共捐赠款，一笔200万澳元，另一笔为1000万澳元。同时，澳大利亚可再生能源署也提供了820万澳元的补助款，用以支持市场机制与商业模式的开发。在此，公共资本通过捐赠等方式让渡了收益，用以换取技术开发与商业化落地，也使投资风险得以降低。

　　总结与展望

　　分布式能源是新型电力系统的重要组成部分，可提升可再生能源消纳水平、保障电力系统灵活性，还可帮助推动绿色普惠能源。本文梳理后却发现，不同类型的分布式能源在“风险－收益”结构上存在显著差异，凸显其需要的金融支持并不相同。

　　对于商业模式相对成熟、具备市场化回报能力的工商业侧分布式光伏、分布式储能等领域，金融市场可通过绿色贷款、绿色债券等市场化工具满足其资金需求。此类金融支持可提升资本配置效率，降低融资成本，并可通过价格信号引导资源进一步流入高效绿色资产。

　　对于户用侧分布式发电、接近消纳端分散式风电等领域，因其涉及目录电价、建设局限等问题，以致市场收益不足，故公共资本有介入必要。在此，通过政策性担保、融资租赁支持等结构化安排，公共资本能够分担风险，提升项目的财务可融资性，从而吸引社会资本参与。对于汇聚小微资源型虚拟电厂等新兴领域，因其商业模式仍有待探索和技术仍有待发展，政府捐赠款等优惠型公共资本的提供成为关键。在此，公共资本可让渡部分收益、承担早期风险，以为技术验证和商业模式开发创造有利条件，也为后续市场化融资奠定基础。

　　展望未来，分布式能源的发展将更依赖金融与政策的协同创新。努力方向有二：一是持续完善绿色金融体系，拓展多元化的金融工具组合，为不同成熟阶段的分布式能源项目提供匹配的资金支持。另一是探索公共资本与市场资本的最优搭配机制，明确公共资本退出的条件与路径，以避免市场对其长期依赖产生的负面后果。

　　金融支持分布式能源并非单纯的资金补给，而必须通过结构化资本安排，促成公共资本与市场化资本的协同，以推动分布式能源由政策驱动走向市场驱动，在新型电力系统中充分发挥作用。