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逆变器为电网管控所增加的附加价值随着分布式光伏电站渗透率的不断提高，应用脉宽调制技术的逆变器会大量被使用，它不但发挥着直流变交流的传统功能，同时还为配电网带来很多的附加利益。

但观察分布式投资者的账单不难发现，其背后真正最大受益者却是电网公司。这对可再生能源发电企业电费结算和整个产业的健康发展将产生严重的不利影响。

电网公司不仅牟到了(自定价)丰厚存量利润，更牟到了(发改委定价)超额增量利润。但这部分附加收入又会以电价成本加价分摊到生产出的其他产品上，最终由居民和农业生产买单。2009年12月，十一届全国人大常委会第十二次会议上通过《关于修改可再生能源法的决定》，提出国家财政设立可再生能源发展基金。在宁夏，分布式光伏并网发电项目国家电价补贴为每千瓦时0.359元，居民电价每千瓦时0.448元，但要卖电给电网公司，上网电价却只有每千瓦时0.236元，电网公司毛利竟高达52.11%，不仅高于煤炭的跌路运输和天然气的管道运输利润率，而且，在国家发改委上调电价时，总是习惯性地将利润尽可能地让渡给电网公司，如2011年11月30日调价时就将销售电价和上网电价分别上调了每千瓦时3分和2.5分。但2008年遇上了全球经济危机，使光伏发电与其他产业一样都出现了外需不足的问题，为了确保国内GDP和就业，政府意外采取了4万亿元财政外加三年26万亿元信贷的超大规模货币刺激的经济计划，使想进入该产业和想引进多晶硅等光伏发电组件生产装备的企业获得了极大的融资便利。

于是，国家发展改革委再次做主发通知，要求从2013年9月25日起，将除居民生活和农业生产用电之外的其他用电，可再生能源电价附加标准由每千瓦时0.8分钱提高到1.5分钱。于是，在后发优势理论指导下，争先恐后地引进，落后，再引进，再落后，随即造成产能过剩和恶性价格战。如果自用电显著减少或供用电关系无法履行，分布式光伏发电项目可以选择全额上网。

特别是电站容量特别大的情况下，与其弃光，不如以0.2元、0.3元甚至更低的价钱上网。而对于没有制造业的地区，怎么能够调动他们的积极性呢?无论是光伏还是风电，可再生能源的生产模式都是前端投入非常大，前五年内当地政府不太可能从此类项目获得财税收入。这样能让用电负荷比较低、屋顶面积比较大、光照情况比较好的项目也具备开发价值。此外还有区一级的补贴。

因此，如果把最新政策作为指导性政策，其实是非常好的。如果由电网统一解决，可以大大增强现金流的可靠性。

中国将来也会一步一步走这个方向。第四是新政策允许分布式光伏发电向同一变电台区的符合政策和条件的电力用户直接售电，电价由供用电双方协商，电网企业负责输电和电费结算。第二是完善标准、加强管理，让分布式电站质量有所保障。对于全新的能源生产模式，金融机构现在还不太熟悉，也不太适应。

在维护难的问题上，浙江已能做到能源可视化管理，通过互联网对每一块发电的光伏组件进行监控，一旦出现问题就能锁定具体位置，方便开展维修等。第三是35千伏及以下电压等级接入电网(东北地区66千伏及以下)、单个项目容量不超过2000千瓦的地面或利用农业大棚等无电力消费设施建设，也将纳入分布式光伏发电规模指标管理，执行当地光伏电站标杆上网电价。此外，电力市场跟分布式光伏的发展有很大关系，未来我国电力市场开放后，如果实现竞价上网，将对分布式光伏产生积极影响。因此，要在短短一年时间内实现装机的结构性变化，无论对于国家能源局还是市场来说都很有压力。

可以通过设立公众担保资金、公共资金池，来缓解融资难的情况。在新能源并网的过程中，国家电网公司承担的压力很大，包括分布式光伏并网不收服务费用等。

电网企业结算脱硫电价一直非常准时，银行很信任电网企业。国家能源局正在积极准备，最近也出台了一些新政策，这些新政的重点集中在六个方面。

而解决屋顶难谈问题，是由独立第三方统一与园区业主、投资方签订协议、制定规划，统一进行屋顶租赁。江浙地区，对于风电、光伏产业的发展比较积极，因为它本身有很强的制造业，希望借此打开市场。新型的能源生产模式，不仅金融机构不太适应，传统电网也需要一段时间来适应并进行转型，所以我们期待国家电网未来可以承担更多的工作，但同时相关方也要考虑到国家电网的经济利益。这能缓解东部分布式光伏电站不足的情况。(中国循环经济协会可再生能源专委会政策研究主管)。希望金融机构还是要把握能源方式转变的大趋势，继续发展煤电是不可持续的，国家十三五规划的目标还是期待在建设美丽中国、生态中国的基础上，进一步提高可再生能源的占比。

国家能源局出台了关于光伏集中地面电站以及风电集中式开发的标准合同，未来也会进一步推动分布式光伏标准合同的制定。嘉兴成功的关键点是更多收益、更低风险。

如能建立能源杠杆，让担保成本大大下降更好，比如资金规模10亿元，担保100亿元的项目开发，将不良率控制在3%或5%，就没有什么问题。由于各地政府比较了解当地情况，知道哪一个企业电费高或是生产经营情况比较好，所以如果各地政府能进行更深度的参与，就能大大降低当地光伏项目的风险。

2013年光伏新增装机中只有80万千瓦是分布式，剩下都是集中式地面电站。既然说绿色能源好，那能不能让当地从开发绿色资源中获益，是否可以通过上一级的财税政策给当地一定的税收减免或补贴。

其次，目前发展分布式光伏的担保成本比较高。除此之外，还有财税政策。目前看来，如果要完成800万千瓦的目标，四季度还需要开足马力。在分布式光伏发展过程中，国家电网公司已经做了非常多的工作，而且工作效率很高。

新能源在任何一个国家都是新的，美国市场也在通过实验室推动他们的标准合同以及电站标准化的运行，届时可以建立一个大联盟，把一些主要的开发商吸纳进来，大家统一使用一个标准或是一个合同，这能为未来资产证券化、电站出售打下很好的基础。第一是把最低收益底线往上移。

第六是完善产业体系和公共服务，按照统一标准实施项目设计、施工等。建设过程中，整个电站如果能有统一的参照标准，质量也会有稳定的提升。

今年上半年的完成情况其实比2013年要好很多，截至2014年6月30日，我国分布式光伏新增装机100万千瓦，但仍不到新增总容量的三分之一。此外，嘉兴市政府牵头成立了10亿元的光伏资金，设立资金池，一方面是提供担保支撑，另外就是资金不够的情况下可以从资金池垫付。

嘉兴经验被借鉴到新政策中，最关键的一点，就是更多的资金补贴。首先浙江省除国家补贴之外，还有省一级补贴，是在国家补贴基础上每度电增加0.1元，还有市一级补贴，就再加上0.1元2、分布式光伏发电面临的问题近几年，分布式光伏发电虽得到快速发展，但仍然面临一些问题，归纳起来，这些问题主要有融资问题、项目并网接入问题、补贴政策落实问题、以及运行维护等方面问题。但利好的是，2014年国家及各地先后就上述部分问题，出台一些扶持政策，因此，部分难题有望未来一段时期内得到解决。

1、适合分布式光伏发电的区域根据现有项目经验和各地情况，我国以下地域适合发展分布式太阳能发电项目：(1)工业电价高，且用户用日常电量较大的区域;(2)制造业发达，工业用户普遍资质良好，工业园区内用电负荷大;(3)全年光照时间长的地域;(4)电网稳定，分布式发电接入便捷的区域。项目所属供电公司提交申请表及其他相关资料，与供电公司签署有关并网协议。

目前满足以上几点，综合条件较好的地域包括：上海、江苏、山东、浙江、广东，其中以江浙沪为首的华东地区分布式太阳能发电最为发达。以融资问题为例，融资是一直是光伏发展的老大难问题，处于产业链下游的分布式光伏发电站项目由于盈利模式不清晰、回报周期长(长达25年)、风险高，一直是银行敬而远之的领域。

近年来，在国家一些列光伏发电扶持政策的引导和推动下，全国各地建设了大量的分布式太阳能光伏发电项目，向阳新能源从项目区域、项目面临问题、项目投资模式和项目实施步骤等四个方面，对国内分布式太阳能发电项目建设经验进行汇总分析。业内人士介绍，银行给光伏电站项目贷款的利率比其他项目都高，由于国家有政策，很多银行对新能源项目很欢迎，但惟独光伏享受不到这个待遇，面对光伏电站建设，银行总是推脱要再研究研究。

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