从2006年1月1日开始实施的《可再生能源法》拉开了中国可再生能源近12年的高速发展，风电、光伏轮番创出新增高峰。
各家投资企业固然功不可没，但若无金融机构的支持，也是绝无可能取得这样的成绩。金融作为现代商业的血液，几乎可以决定一个行业的发展规模。而可再生能源由于其自身特点，对金融要素的敏感程度比化石能源更为强烈。
可再生能源资产的特殊性
可再生能源行业的特殊性，决定了商业模式和融资模式与化石能源的不同。
在过去的上百年，化石能源集团因为要同时管理好燃料端的成本，例如石油或者煤炭的采购成本，还要管理好销售端的收入，例如卖出的汽油或者火电，只有发展成超大型的公司才能具备双边的价格管理能力，在市场波动中生存下来。但可再生能源的特点完全改写了商业模式，开创了全新的市场格局。
第一个特点，也是核心优势，即无需对冲燃料成本。
风、光是完全免费的，整个设备的后期运维成本恒定，因此投产之时几乎可以锁定全生命周期成本。那么中小型的公司也可以根据项目情况和自身承受能力，持有可再生能源资产，而不必担心燃料价格的波动。
第二个特点，即是重资产，但是建设周期又短。
通常意义的重资产，以水电、石油、高速公路来看，普遍存在建设周期长的特点。但是风电的建设周期大约为六个月，光伏可以控制在三个月，大大缩短了垫资建设的压力，提高资本的周转率，在同样的资本金条件下，可以撬动更多的项目。
第三个特点，与全生命周期成本固定相对应，是全生命周期的收益也固定。
截止到目前为止，除了少量分布式光伏自发自用的项目是直接卖电给用电客户之外，95%的可再生能源发电量是以固定电价卖给电网公司，现金流分为火电脱硫脱销部分和补贴部分，保持20年的电价不变。
因此，这种情况下，全生命周期的收益是完全固定的，且受《可再生能源法》保护。因此可再生能源资产结构单一、清晰，对投资方来说，主要通过项目质量等技术手段来控制项目风险，除此之外，燃料波动、电价波动的风险完全隔离了。
过去产业融资的核心逻辑
与可再生能源资产相匹配的融资模式，在新的商业模式刺激下，也呈现出行业的特点。
股权投资、债券投资根据自己的风险控制要求，选择行业上下游的位置，有机构赚得盆满钵满，也有机构赔得非常惨烈，大浪淘沙十年，是产业和金融机构共同成长的十年。
在过去的10年中，可再生能源相关的融资分为两个部分，制造业融资和发电项目的融资。在早期，金融机构常常将两者混淆，其实前者跟传统的制造业区别不大，最终都是依靠技术优势占领市场。由于中国可再生能源装机市场的发展太过迅猛，导致上游制造业的变化比其他制造业要快得多，包括技术更新换代和龙头企业的变化。在整个洗牌过程中，部分金融机构损失惨重，“一朝被蛇咬，十年怕井绳”，后期大大收缩了对制造业的放贷。
反观下游市场，新增可再生能源的装机增长却一直比较强劲，风电高速发展结束后，光伏立马顶上，金融机构的融资支持起到了关键作用。融资的核心逻辑有两点，“保电价、保销售”，是依靠政府信用和电网信用双轮驱动实现的。
第一，政府信用的主要作用是保住电价，通过固定电价来确定未来二十年的现金流。
包括火电、水电都难以保证未来20年电价不变，但是风电、光伏通过补贴来差额补足的方式实现了二十年不变。部分地区确实因为限电等因素，通过降低火电脱硫脱销部分来争取更多的发电份额，但是在不限电的情况下，可再生能源项目电价是非常有保障的。
第二，电网的高信用是可再生能源项目电力销售的保障。
在任何其他行业都很少出现依靠单一客户稳定销售二十年的案例，因为产品的更新换代、市场需求都会影响产品的销售。电力是极其特殊的标准化产品，且收购方是电网公司，拥有几十年积累的极高市场信用。因此，可再生能源的发电，未来二十年的销售都被市场视为可以相信的，金融机构可以一定程度上放松对投资主体的信用要求，更多地审视项目本身来提供信贷支持。
市场变化导致未来融资变化
随着中国电力市场的改革和可再生能源装机成本下降、总量上升，市场结构又出现一些新的变化。改革开放40年，大约有35年中国一直是处于缺电状态，也就是近5年来，电力供应逐步宽松，在部分地区出现过剩。
在一个缺电的市场，既无法改革也不存在销售困难。但是未来电力市场将逐步还原电力的商品属性，那么所有的发电设备都要面对市场的竞争和考验。
同时，可再生能源在逐渐地去补贴，争取2020年之后的新增项目基本不要补贴，那么投资企业和金融机构可以说将面对，卖电电价是多少和如何尽可能多的卖电这种市场化之后的问题。
市场的开放意味着把主动权交还给客户，客户自己可以在电力交易中心竞价，可以选择自己想要的电力品种。
如何保障可再生能源的消纳或者说销售，是摆在政策制定者面前的难题。为适应变化，国家的支持政策也从支持发电转变为创造需求，通过需求侧的拉动来引导项目端的投资。具体来说就是，从补贴每度可再生能源电力过渡到未来以可再生能源配额制为主对消费侧进行约束。
对于电力投资企业来说，尽可能找到价格更高、更稳定的用电客户是关键。对于大型地面电站来讲，可以通过规模降低成本来竞价，但是那些分布式的可再生能源电站主要将依靠“自发自用，余电上网”的模式来开发市场。单个项目情况将更加多样，金融机构同时需要配套相应的融资方案。
2018年，三季度并网的分布式光伏有大约500万千瓦，全都没有补贴，主要是靠企业自投，少量使用了租赁融资。这种仅靠企业自有资金的模式，难以支撑未来分布式的发展。截止到目前，银行依然很少涉及分布式项目的开发，但分布式是未来电力市场中的重要组成部分，如何对接这些项目，需要政府、电网企业、金融企业、开发企业相互配合。
其中购售电合同的稳定性是第一需要保障的。为单一用电客户供电是不可能跟卖电给电网那样稳定。一旦这个客户出现经营困难、用电波动，能否迅速找到另一个客户，也就是隔墙售电是项目能否融资的关键。如果隔墙售电无法打开，那么这部分可再生能源发电自己竞价，将严重影响收益，如果项目按照之前的现金流做了融资，恐怕会出现还款困难的局面。
另一个需要保障的是电费收缴。如果只卖电给电网，只需跟电网结算，简单且可靠，但如果卖电给多个用户，自己收款实在是成本高、难度大。所以，尽快解决电费收缴问题也是项目能否融资的关键，无论是通过电力交易中心结算也好，还是通过售电公司结算，总之要解决该问题。
综合来看，当前不仅电力市场风起云涌，金融市场同样在经历“降杠杆、促发展”的调整。
过去的十年是中国新能源为代表的能源变革持续进行的十年。当前，可再生能源技术仍然在快速进步，成本持续降低，将进入全新的发展周期，给相关行业也带来机遇。可再生能源项目的普遍化、小型化使得投资空间巨大，无论是企业或者个人均可以投入其中，共同分享可再生能源带来的收益，这在化石能源领域是不可想象的。
如果要事半功倍，不仅要依靠强有力的行业治理措施，还必须采用一系列财税、金融等手段改变资源配置的激励机制，让经济结构、能源结构、交通结构变得更为清洁和绿色。在资源配置中，资金配置的激励机制必将发挥其关键的作用。
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