我国在2014年已提出推动能源生产和消费革命的能源发展战略，并且近两年国务院也出台了若干重大战略计划和方案，如《大气污染防治行动计划》、《能源发展战略行动计划(2014-2020)》等，但在煤电等常规电源布局和发展规划上，仍为煤电发展预留了相当大的空间，如根据《能源发展战略行动计划(2014-2020)》中提出的2020年煤炭消费占比62%的指标和《煤炭清洁高效利用计划》中电煤比重指标，2020年全国煤电发电量将达到6万亿千瓦时，超过2014年全社会用电量的总和，届时煤电电量占比约四分之三。
证券化目的是一定要把光伏电站投资从资本市场上回收回来，但是资本市场看的是什么呢，是光伏电站的盈利能力，所以我认为在投资光伏电站的时候，每单个项目盈利能力，将是证券化最基础的指标，这也是我们坚持的不去做规模，而是做成功率的一个原因，所以如果你把光伏电站要走证券化的道路，就要把每一个光伏电站的效益控制好，而且更要保证现金流，这些都是证券化过程中非常重要的因素。问：能大概讲讲光伏电站证券化吗?彭立斌：光伏电站的证券化问题我觉得要回到光伏电站本身。
但分布式光伏产业真的一片向好吗?让我们回顾一下业内大咖之前对分布式光伏投资市场的观察，来跟着大咖冷静思考分布式光伏市场到底怎样?下面请看彭立斌先生分享的分布式光伏发电的投资陷阱及思考。实际上应该是20年衰减不超过20%，国内垃圾产品一年衰减15%，我觉得这种情况我不知道怎么发生的。问：分布式并网最佳的接入方案是什么样的?彭立斌：目前，我们选择的方案是全额上网，虽然全额上网和分布式发展的初衷有些冲突，但是从投资风险考虑，虽然短期内电价要比自发自用和余量上网两种模式低，但是风险要大大低于这两种模式。问：能再细说一下分布式并网选择全额上网，怎样做到方案最佳，怎样有效的控制成本?彭立斌：这个问题有很多专业方面东西要探讨，具体能不能够在线下探讨，这里很多朋友不仅仅是做分布式的朋友。所以目前分布式电站上如果应用储能的话，他起的作用不是很大。
投资陷阱1：电价的选择可能听课的很多朋友在分布式项目的选择上，都认为屋顶业主用电量大，地方基础电价高的项目是最佳投资目标，而实际的情况，我认为这是个大陷阱。但是电价优惠的模式确实是电改未来会出现的一个情况，我是这么看的，电改带给分布式光伏带来的新的发展机会主要会出现在微网上，大用户交易中的发展机会并不是很大。引导国内分布式市场逐步由实体项目层面的商业模式转变为聚焦于开发、融资和运营一体化，实现实业与资本相融合的商业模式。
问题：为保障统借统还投融资平台的安全、稳定运行，需先明确项目的备案、审批、贷款条件等实施细则。因此，电网是否能够提供配套服务，需要依赖政府协调，并对其经济效益进行适当补偿。问题：要实现这一灵活的电量管理模式，电网的支持是进行实时电力调度的前提。建议电网以高于脱硫标杆电价，低于销售电价的价格收购分布式光伏的上网电量。
例如：假设当地销售电价为1元/kWh，脱硫电价0.45元/kWh，区域内的分布式光伏发电方将电量以0.8元/kWh售予物业管理公司，物业管理公司再以0.9元/kWh售予当地用户(低于当地销售电价的0.1元/kWh相当于给当地业主的屋顶租金)。分散式的分布式光伏项目一般装机规模较小，部分地区负荷主要集中在夜间，日间自用电量较小，导致项目可获收益相对较差。
在这一模式中，我们建议分布式光伏电力统一上网并就近消纳，即使用电网通道。单个工厂屋顶开发费用高，建议采取园区屋顶、集中开发的模式，即集中连片区域由单一开发商统一开发，体现规模性、规范性、展示性;多样多元推进示范应用，建设模式以屋顶为主，兼顾路灯、户外棚体等。电网统一结算电费，向发电方支付补贴和电费，可减少不确定性因素;通过合同和保险机制保障屋顶的续存性，合同内明确屋顶的使用年限，如果出现变化将由业主赔偿损失;节能服务公司或其它专业的维护公司负责电站维护工作。综上所述，德国采用规模差异性、定期递减的光伏发电上网电价政策，一方面，根据市场需求水平保障分布式光伏发电投资者合理的投资回报率;另一方面，定期递减的电价补贴旨在推动光伏发电成本的降低，并激励新建项目尽快投产
对新建建筑，提前配套分布式光伏的设计和安装、并网等。分散式的分布式光伏项目一般装机规模较小，部分地区负荷主要集中在夜间，日间自用电量较小，导致项目可获收益相对较差。光伏物业管理公司负责协调和调整分布式光伏电力发电方和用电方按协议电价进行经济结算。对已建成的厂房等建筑物，充分发挥管委会引导、协调作用，统一管理园区内有条件的建筑物屋顶，通过组织屋顶企业业主现场参观、提高企业有序用电等级、优先办理新增用电容量等举措，提前与屋顶企业签订安装光伏电站协议，统一实现光伏发电系统的覆盖。
建议：采用园区内统一开发模式。问题：要实现这一灵活的电量管理模式，电网的支持是进行实时电力调度的前提。
针对中小型企业一次性投入成本过高的情况，可配套初装费用补贴(包括设备补贴和工程补贴)，可按照装机规模采用阶梯补贴方式，鼓励屋顶资源的使用效率。另外，与上一模式相同，为了让光伏项目获取更多的收益，电网须做出一定的让利，仅对分布式光伏收取过网费用。
单个工厂屋顶开发费用高，建议采取园区屋顶、集中开发的模式，即集中连片区域由单一开发商统一开发，体现规模性、规范性、展示性;多样多元推进示范应用，建设模式以屋顶为主，兼顾路灯、户外棚体等。电网统一结算电费，向发电方支付补贴和电费，可减少不确定性因素;通过合同和保险机制保障屋顶的续存性，合同内明确屋顶的使用年限，如果出现变化将由业主赔偿损失;节能服务公司或其它专业的维护公司负责电站维护工作。建议：中小型电力开发商和节能服务公司很难参与第一种集中连片的开发模式，由于规模较小，也较少采取与地方政府和电网合作或合资的模式。模式二：节能服务公司为主，分散零散开发模式基本思路：通过区域管理委员会协调管理屋顶资源，与业主达成协议;在政府指导下，由政策性银行授信，鼓励企业和其它银行加入统借统还融资平台，为中小型企业和个人提供融资途径;地方政府考虑给予分类补贴，或在税收上给予优惠政策;引入完善的风险评估和保险机制，对产品质量和收益进行风险评级;要求电网独立或联合投资方共同成立特殊电力协调机构，负责分布式光伏项目上网电量的消纳和调度，收购区域内自用电量之外的所有分布式光伏发电量，有效解决由电力需求变化造成的收益损失。应用受到认可的PPA和融资租赁模式引入更多长期资本。因此，1、光伏项目的回流资金是：上网电量*(0.8+0.42)元/kWh2、物业管理公司收益：购买区域内电量*(0.1-0.02)元/kWh3、电网收益：0.02元/kWh*过网电量由此看来，电网的损失在于原本可以0.45元/kWh收购，以1元/kWh卖出的电量，目前仅收获过网费0.02元/kWh，经济效益的差异较大。
下面将基于这两种模式，提出相对可行的商业模式以供探讨。管委会出面统一管理屋顶。
此外，鼓励地方出台分布式光伏项目补贴政策，加大支持力度，并在税收优惠上进行调整。光伏物业公司统一电站管理。
综上所述，德国采用规模差异性、定期递减的光伏发电上网电价政策，一方面，根据市场需求水平保障分布式光伏发电投资者合理的投资回报率;另一方面，定期递减的电价补贴旨在推动光伏发电成本的降低，并激励新建项目尽快投产。基于市场现状，分布式光伏的商业模式主要可以归纳为两种：一种是区域连片式开发，这一模式主要基于国家正在执行的18个园区项目，开发商大多是具有一定资金实力且融资能力较强的大中型电力开发商;另一种主要是分散或零散开发，开发商多是中小型节能服务公司或有屋顶的业主，融资能力较弱。
因此，电网是否能够提供配套服务，需要依赖政府协调，并对其经济效益进行适当补偿。物业管理公司获得0.1元/kWh的盈利，并从中让利一部分作为使用电网通道的补偿给予电网，假设为0.02元/kWh。问题：为保障统借统还投融资平台的安全、稳定运行，需先明确项目的备案、审批、贷款条件等实施细则。建议电网以高于脱硫标杆电价，低于销售电价的价格收购分布式光伏的上网电量。
国有大型电力开发商等具有较强融资能力的公司，可以直接向政策银行贷款，以获取尽可能低息、长期的融资支持。由园区管委会、开发商(或加上电网)成立专业光伏物业管理公司，负责辖区内所有分布式光伏电站的电网对接工作、电费结算、运行维护等服务工作，一旦业主出现用电波动，可以尽快找到新的用电户，最大程度上保障分布式光伏的经济性，彻底解决电费收缴难、常期运营预期收益不确定等问题。
但为鼓励分布式光伏的应用和屋顶资源的有效利用，我们仍需要为中小型电力开发商、节能服务公司以及业主营造良好的市场应用条件和配套机制。而民营企业等其它投资机构可成立专业投资实体，以股权基金或投资公司的形式，从公有、私营机构或社会民众等多元化投资主体吸引资金投资分布式电站的建设。
为解决融资难问题，可借鉴佛山三水案例中应用的统借统还融资平台的模式，鼓励地方政府和企业在试点地区，成立以企业信用为基础，以市场化运作方式为核心的融资平台。这一问题仍需要政府与电网进行协商。
模式一：以园区为单位，集中连片开发模式基本思路：通过区域管理委员会协调管理屋顶资源;政策性银行为国有大型企业提供低息、长期贷款，而民营企业等其它投资机构可以成立专业投资实体，以股权基金或投资公司的形式对项目进行融资;引入完善的风险评估和保险机制，对产品质量和收益进行风险评级;自用电量之外的电量一律上网，以保障后期电力的就近调度问题，从而保障收益;由区域管理委员会、电网以及项目投资方成立光伏物业管理公司，此管理公司有以下几项功能：1、收购区域内所有分布式光伏发电量，统一协调多户发电系统和用电方，有效解决由电力供需变化而造成的收益损失;2、对电费统一结算，可避免由于用电方电费拖欠或由于发电方变动所造成的电费收取混乱的问题，减少不确定性因素3、承担园区和区域内的所有电站维护服务工作，确保电站长期稳定的运行专业投资实体作为电站的持有方，与光伏物业管理公司签订长期购电协议PPA;在风险评估和保险体系的认证下，电站可以作为金融产品进行二级市场融资，引入后续资金。例如：假设当地销售电价为1元/kWh，脱硫电价0.45元/kWh，区域内的分布式光伏发电方将电量以0.8元/kWh售予物业管理公司，物业管理公司再以0.9元/kWh售予当地用户(低于当地销售电价的0.1元/kWh相当于给当地业主的屋顶租金)。政策性银行向具备借款资格和承贷能力的融资平台提供授信，或鼓励大型光伏企业参与并承担融资职能，融资平台则以委托贷款等有效的资金运作方式，向符合条件的对象提供融资支持。引导国内分布式市场逐步由实体项目层面的商业模式转变为聚焦于开发、融资和运营一体化，实现实业与资本相融合的商业模式。
上网电量的统一消纳和协调。在这一模式中，我们建议分布式光伏电力统一上网并就近消纳，即使用电网通道
根据国能新能〔2014〕410号要求，对于2014年9月底前未开工建设，或年底建成规模低于2万千瓦的示范区，取消其示范区称号。国家能源局于2013年7月27日发布国能综新能〔2013〕274号《国家能源局综合司关于印发分布式光伏发电应用示范区工作方案的通知》，通知指出为贯彻落实国务院第12次会议精神，大力开拓分布式光伏发电应用，决定组织具备较大规模应用光伏条件和相对经济性较好的工业园区开展分布式光伏发电应用示范，并在做好示范总结经验的基础上推动应用。
如今2015年已经过去了，国家能源局是不是应该给光伏行业一个交代?对光伏示范区给一个了结!根据笔者私下的了解，这30个示范区没有一个足量完成任务，也许有人会说示范区是吴局长留下的遗产，现在是努尔局长当政了...究其原因还是分布式示范区太难出政绩，不如领跑者基地来的快，一个基地一GW...笔者在整理了国内所有的光伏政策之后，发现国家层面及电网层面的光伏专门政策达七十余条，这么多的政策让我等小老百姓如何应对?希望努尔局长能够将过往能源局的政策梳理下，给我等小民指条明路!。根据国能新能〔2014〕512号要求，对于建设进度迟缓，在规定期限未按计划完成建设任务的示范区，将取消其示范区资格;各省(直辖市)能源主管部门要加强示范区建设的督促检查，按月监测统计示范区内项目备案、开工建设及进展、投产并网情况，于每月5日前向国家能源局报送有关信息。
