针对预期中的屋顶光伏电站“金太阳”补贴取消，改为根据发电量执行电价补贴，大多数人对于今后投资光伏的盈利预期抱有怀疑态度，其实这是一条必须走的路，而且也是未来光伏健康发展的必由之路。下面我就从几个方面给大家做一下分析：
一、全球光伏电站补贴方式
1、 德国模式
众所周知，德国在2010年以前是全球光伏市场的引擎，它的高补贴政策带动了光伏产业的快速发展。德国屋顶电站采取的是双电表计量方式，光伏所发电力直接通过一个电表送入外部电网，用户用电则通过另一台电表从电网取电。这样光伏所发电力全部卖给电网公司，政府出资高价收购这些光伏电，最初这种补贴方式提高了光伏投资者的积极性。但是随着光伏装机容量达到较大比例后（区域电网光伏在所有发电设备中装机占比超过25%），电力调度出现了问题，光伏的抛物线型发电曲线本身就有削峰的需求，而传统发电设备的削峰调节幅度在阳光充沛的日子里根本无法满足需求，导致电网波动。因此德国很多地区出台了光伏电站功率输出（70%负荷输出限制）和年总发电量（90%的发电总量输出）输出限制措施，目的是让用户在高峰时段尽可能自身消耗掉一部分光伏电。随之而来的，德国之前的安装双电表方式势必需要改革。
德国的电价补贴模式对于光伏设备和系统效率提高起到了积极作用，投资者都想提高发电的效率，使得新技术和新产品层出不穷。
2、 日本模式
日本也是一个很早就开展光伏应用的国家，很多年前就开始了光伏电站的补贴，不过他们对于屋顶光伏选择的是给予一次性装机补贴为主的方式，近两年才开始在装机补贴的基础上加入收购多余电量的补贴模式。这种补贴方式直接导致的结果是：不做出口的本土企业对于设备效率提升和技术升级的积极性不高，主要着重于产品成本降低。因此，日本企业生产的如逆变器产品，在欧美市场始终无法打开局面，其小型逆变器产品自身效率甚至低于中国的一些逆变器出口企业。
日本的屋顶光伏电站之前一直采用的是净计量模式，也就是电表正反转方式，用户只有在光伏所发电量大于自身累计用电量时，才会产生实际售电。此方式对于今后推广光伏-储能混合系统来说，无需进行任何改造。
3、 中国模式
中国在2009年开始推出了住建部光电建筑一体化和金太阳补贴项目，标志着中国光伏应用正式开始规模化。中国屋顶光伏电站采用的是和日本类似的一次性初投资补贴政策，投资者只需要出一半的投资额即可（实际情况是投资商的出资比例远不到一半）。中国金太阳政策鼓励大规模屋顶应用，因此在进行了几年后，大面积适合安装光伏的屋顶成了稀缺资源。同时政府要求自发自用或升压送至电网，完全自发自用就需要用户安装防逆流系统，防止光伏电倒送入电网，这样就有可能在用户侧负载小于光伏电站发电功率时，产生了限发现象，浪费了宝贵的光伏资源；升压上网方式带来的问题主要是升压系统投资增加和电费结算价格偏低的问题，因为升压上网后，出售电价只能以当地脱硫电价结算，很难实现项目收益。
中国的光伏发电计量主要以用户侧并网点计量模式，用户根据电量支付给投资者相应的电价，俗称“合同能源管理”模式。
4、 美国模式
美国屋顶光伏电站补贴早期主要以抵税（约为30%-50%的投资额）和节碳交易为主要补贴形式，2010年开始采取50%投资额补贴措施。
美国的光伏电计量采用的是净计量方式，允许用户在用不完光伏电量的同时输入电网，电表可以正反转，多送入电网电量按照常规发电厂收购电价计费。
5、 其他
大型地面电站全球模式都一样，升压后，将光伏所发电力送入输电网，并通过计量输入电量结算电费。地面光伏电站基本都有额外的电价补贴政策，来保障投资商的收益。但随着光伏电站装机容量的不断提高，大型地面电站比例将逐步降低，原因是集中型光伏电站规模提升后，电力调度的难度加大，会导致一定的窝电损失，而今后配电网智能终端改造时，此类电站较难整改。本文中对于此类电站不做分析，所有引用案例和分析也不包含地面光伏电站。
二、现有补贴形式带来的问题
1、 计量模式
根据各种不同计量模式分析，德国以前的补贴计量模式虽然带动了市场，但那只是时代的产物，已经不再能够满足现阶段的需求和未来的发展。
中国现有计量模式最大问题在于无法实施有效补贴改革，光伏窝电现象严重。
屋顶光伏发电的净计量已经成为市场选择的主流，既不浪费光伏所发电力，也能保障业主收益，还为将来的智能配电网改造提供了便利。
2、 中国目前补贴形式存在的问题
目前，国内屋顶光伏电站的使用存在诸多问题：
A、光伏电站采用防逆流方式
以绿色电力网监测的江苏某地实际4个光伏电站为例：这4个光伏电站总共装机容量为3.5MW（2011年4月并网发电并开始实时监测），共分为31个屋顶，每个屋顶就近并入大楼交流母线。每个项目的升压变配电柜离各屋顶距离都很远，实施防逆流的成本太贵（每个项目实施的成本在50万左右），而且设备众多，需要分级控制，有可能会导致逆变器不断震荡。同时其中某个项目还采用了主备变压器，经常会进行切换和并列，这就给防逆流的实施和稳定性带来了很大隐患。
这四个光伏电站由于安装了防逆流系统，有些点实际发电只有常规发电量的50%，综合这四个项目，年平均发电量也只有正常发电的70%，其余电量全部被窝在了电池板里面。不说国家补贴的意义是否实现，单从企业投资的角度来讲也是极大浪费。
B、 补贴电站的建设质量
绿色电力网目前实际监测装机容量100MW，其中近80MW是金太阳和住建部补贴项目，最早监测的电站开始于2010年5月，大批量安装监测系统从2011年9月份开始。根据绿色电力网监测数据，补贴光伏项目的实际发电量总体上小于常规光伏电站发电量，只有20%不到的光伏电站发电属于合理水平，最差发电量只有常规电站的25%左右，除去发电较好的部分和非正常电站外，其余50%电站的发电量比最低正常值偏少20%左右（有现场峰值日照时数的监测作为参照，系统效率按照75%计算来验证）。
在绿色电力网工作人员去现场安装和调试监控系统的过程中，共发现光伏电站着火或烧坏设备导致部分设备运行停机至少10起，实际电站运行过程中的事故数量远大于此。单个电站中，设备发电量运行差异在20%以上的有近一半，而且长期无人整改。获得补贴的光伏电站中，有将近30%的电站无人定期清洗和检修，这也是导致电站发电量下降的主要原因。还有一点是光伏组串发生故障（组件损坏和接线不良导致）后，大多无人进行现场检修和维护。
还发现一点就是设备机房安装位置大都较为随意，特别是室外临时房建设中存在的问题较为突出，通风散热、防尘防火和冬季保温（北方地区）存在一定隐患。
以上发电量数据还只是绿色电力网在最近一年内所统计的数据，随着光伏电站运行时间加长，其实际发电量影响将更大一些。
C、 光伏电站投资者
大多数屋顶光伏电站投资者在拿到政府补贴后，本着降低成本减少补贴的角度，想方设法降低标准，在提高发电量和控制成本遇到冲突时，都会选择后者；而且基于减少投资的角度，很少考虑到售后的因素，因此很难保证光伏电站运行稳定。这就导致了优质产品和新型技术不会在业主的考虑范围内，形成了劣币驱逐良币的恶性市场。这将对行业的长期健康发展带来不利影响。
在笔者了解的光伏电站项目中，居然遇到有业主在节约降成本的措施下，其补贴金额足以覆盖其投资的案例，真可谓奇观。
3、 光伏电站申报和并网要求
国内光伏电站金太阳补贴要求连片区建设，单体屋顶不小于2MW，这导致寻找屋顶的难度加大，因为只有屋顶是不行的，还必须要房屋的用户可以消耗掉这部分电量，否则就变成升压上网。因此对于申报的项目大小要求一定要取消掉。
目前屋顶光伏电站并网时，如果是升压上网的，则按照地面电站同样形式进行接入系统设计；如果是低压并网的光伏电站，大多数省份要求做地调数据接入和开关柜远程控制，这导致较为分散型并网的光伏电站实施难度加大，限制了光伏电站的多元化发展。建议当地电网公司取消光伏电站通过调度网光纤接入地调系统的硬性要求，可以采用加装特殊GPRS模块数据上传。并对于用户侧并网的光伏电站取消开关柜远程控制，因为今后屋顶光伏电站规模逐步向小型化发展，实际控制意义不大。
（该要求最初是由于电网公司担心光伏电站输出电能质量不符合要求而增加的，如今通过大量项目证实其实际电能输出质量基本符合电网公司要求。并且在2011年底能源局发布的337号文件中，明确要求国家能源太阳能研发实验中心对于每个光伏电站进行并网检测，来避免这一问题的发生）
三、光伏电站初装补贴改为度电补贴
1、 计量方式的变化
根据我国电力系统特点和未来发展智能电网的角度，希望将安装有光伏等分布式发电的用户计量电表改为净计量电表，并根据实际的净计量电力度数进行结算（买和卖都存在）；用户在光伏内部并网点处安装计量电表两块，一块供电力公司发电数据传输用（含抄表功能，根据表读数发放电价补贴），一块供相关部门监督和用户自身维护管理使用。两个表头合用互感器，并装在同一配电柜内，单一电度表头的市场价格不到2000元。（电力公司传送的计量表需配置0.2S级精度，另一表头只需配置0.5S级就够了）
根据中国电科院内部人士向笔者表示，光伏等分布式发电的用户用电净计量技术实施细则已经做完初稿，现等待上级部门的审批并公示。
计量方式的变化带来的是光伏电站的效益保障，原先因为光伏瞬时功率和用户侧负载功率不匹配导致的“限电”，以及光伏发电寻求的向电网售电制约等，将彻底成为历史，原因举例分析如下：
A、 某光伏电站一年发电50万度，安装该项目的工厂企业年用电150万度，但是光伏发电在中午前后3-5小时为主要发电时间，而工厂至少是一天8小时运转（很多是12-24小时），运转期间其负荷基本稳定，因此如下图所示：
图中蓝线为工厂用电负荷，绿线为光伏发电曲线，红色部分就是目前自发自用型光伏发电将被防逆流限制输出的部分。影响到了光伏电站的实际收益，当然节假日的影响就更大了。
而采用净计量方式后，不管红色区域有多大，都不会限电，因为用户的电表可以实现反转，抵消了用户在其他时间段消耗的电网电量。
B、 按照净计量方式，只要在每个月度（也可以是其他电费结算周期）的光伏发电量小于用户实际用电量，那就无需售电给电网，只需要和用户结算并获得每度电相应补贴。
2、 补贴方式变化
根据我国之前的补贴形式和投资者对于补贴电价形式政策风险担忧，建议采取循序渐进方式，先采取5年电价补贴形式，将原先的5.5元（根据行业发展，可逐步降低补贴总额）补贴总额，根据现有东部地区电站发电数据，折算一个合适的度 电补贴价格，如按照每瓦每年发电1.2度，五年就是6度电，度电补贴就是0.92元；
根据市场接受度，逐步延长补贴年限，譬如10年电价补贴的话，度电补贴就是0.46元。
这样的补贴度电价格加上投资者与用户签订的合同能源管理协议，完全可以获得很好的收益率。以目前的光伏投资成本，商业贷款占70%的话，按照10年补贴的内部收益率也可以达到近15%，如果是5年度电补贴的话，其收益率更高。
（工厂用电价格普遍在0.8-1.2元之间，目前光伏结算度电价格在0.7-1元左右，因屋顶租赁费可以给所有者带来效益，今后可以适当提高一定比例电价）
3、 光伏行业带来的整体影响
度电补贴方式是一种靠发电量逐步回收投资并带来收益的措施，使得投资者必须紧抓电站质量，并有可能形成以承诺发电量而承接EPC和售后的风气，这在欧洲被证明是一种良性的循环体系。也将会产生一批专业的运营服务商，为保障投资者利益保驾护航，共同获取相应的收益。
产品制造企业也会为了提高发电效率和稳定性不断投入研发，产业创新进入一个快速发展的时代。
针对于光伏应用的创新技术会不断涌现，优质的系统集成商为了提高自身竞争力，并希望获得超额发电带来的利益，也会积极进行新技术的应用。各项电站管理和评估标准会如雨后春笋般涌现，大量企业进入光伏系统应用研究的领域，为产业未来发展奠定良好的基础。
四、资金破局
国内光伏应用领域目前面临最严重的问题是融资难，光伏电站作为一个优质固定资产，在欧洲很多年前就已经实现了向银行、保险或其他金融企业抵押电站融资或贷款，而国内未能开展这项服务，其根源主要在于以下几点；
1、 担心电网公司限电
也就是原先电网公司要求安装的防逆流措施（大型地面电站限电不在此讨论范围）导致限电，担心投资者无法获得收益保障，净计量实施后这一问题彻底解决。
2、 用电企业减产导致的用电量急剧下降
这个问题在净计量实施后对于光伏收益影响较小，因为绝大多数光伏电站所在厂房或楼宇的耗电量是光伏所产电量的5-10倍以上，说白了只要企业不停产或接近停产状态，光伏电量的消耗就不存在问题。
3、 用电企业停产或歇业
一旦出现这种情况，确实会对光伏电站的收益产生影响，因为光伏电力远大于企业用电，导致当月净计量结果为负值，也就是向电网售电，根据脱硫电价进行结算（价格只有0.4元/度左右）。
值得庆幸的是，笔者了解到国家能源局已经在召集相关领域单位抓紧制定绿电交易方案，让光伏等所发出的绿色电力进行市场化交易，来保障投资者的收益。说白了也就是想办法稳定住电站的收益率。电网公司在这个环节中需要保障其一定的利益，国家相关部门需设定每度电一定金额给予电力公司作为管理费（通俗点说叫：过网费）。
4、 光伏电站资产保值
在解决以上三点问题后，光伏电站的财务模型变得稳固，收益率较为稳定，保险公司也会愿意进行保险服务，银行也乐意提供电站抵押贷款。甚至可以将光伏电站资产金融化，来实现社会化融资。
5、 现在是全球经济持续低迷的时期，通货膨胀接近顶峰后势必回落，货币紧缩和资产贬值在所难免，唯有光伏电站是以国家信用为前提的优质保值资产，这也就是为什么金融危机爆发后，欧洲国家光伏投资反而大增的原因。
光伏电站相信很快在我国也将受到投资者们亲睐！
结束语：让阳光灿烂，光伏蓬勃。需要我们每一个人的努力，抱怨与嗟叹解决不了问题，能依靠的只有我们自己！
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201210/13/29942.html
一、全球光伏电站补贴方式
1、 德国模式
众所周知，德国在2010年以前是全球光伏市场的引擎，它的高补贴政策带动了光伏产业的快速发展。德国屋顶电站采取的是双电表计量方式，光伏所发电力直接通过一个电表送入外部电网，用户用电则通过另一台电表从电网取电。这样光伏所发电力全部卖给电网公司，政府出资高价收购这些光伏电，最初这种补贴方式提高了光伏投资者的积极性。但是随着光伏装机容量达到较大比例后（区域电网光伏在所有发电设备中装机占比超过25%），电力调度出现了问题，光伏的抛物线型发电曲线本身就有削峰的需求，而传统发电设备的削峰调节幅度在阳光充沛的日子里根本无法满足需求，导致电网波动。因此德国很多地区出台了光伏电站功率输出（70%负荷输出限制）和年总发电量（90%的发电总量输出）输出限制措施，目的是让用户在高峰时段尽可能自身消耗掉一部分光伏电。随之而来的，德国之前的安装双电表方式势必需要改革。
德国的电价补贴模式对于光伏设备和系统效率提高起到了积极作用，投资者都想提高发电的效率，使得新技术和新产品层出不穷。
2、 日本模式
日本也是一个很早就开展光伏应用的国家，很多年前就开始了光伏电站的补贴，不过他们对于屋顶光伏选择的是给予一次性装机补贴为主的方式，近两年才开始在装机补贴的基础上加入收购多余电量的补贴模式。这种补贴方式直接导致的结果是：不做出口的本土企业对于设备效率提升和技术升级的积极性不高，主要着重于产品成本降低。因此，日本企业生产的如逆变器产品，在欧美市场始终无法打开局面，其小型逆变器产品自身效率甚至低于中国的一些逆变器出口企业。
日本的屋顶光伏电站之前一直采用的是净计量模式，也就是电表正反转方式，用户只有在光伏所发电量大于自身累计用电量时，才会产生实际售电。此方式对于今后推广光伏-储能混合系统来说，无需进行任何改造。
3、 中国模式
中国在2009年开始推出了住建部光电建筑一体化和金太阳补贴项目，标志着中国光伏应用正式开始规模化。中国屋顶光伏电站采用的是和日本类似的一次性初投资补贴政策，投资者只需要出一半的投资额即可（实际情况是投资商的出资比例远不到一半）。中国金太阳政策鼓励大规模屋顶应用，因此在进行了几年后，大面积适合安装光伏的屋顶成了稀缺资源。同时政府要求自发自用或升压送至电网，完全自发自用就需要用户安装防逆流系统，防止光伏电倒送入电网，这样就有可能在用户侧负载小于光伏电站发电功率时，产生了限发现象，浪费了宝贵的光伏资源；升压上网方式带来的问题主要是升压系统投资增加和电费结算价格偏低的问题，因为升压上网后，出售电价只能以当地脱硫电价结算，很难实现项目收益。
中国的光伏发电计量主要以用户侧并网点计量模式，用户根据电量支付给投资者相应的电价，俗称“合同能源管理”模式。
4、 美国模式
美国屋顶光伏电站补贴早期主要以抵税（约为30%-50%的投资额）和节碳交易为主要补贴形式，2010年开始采取50%投资额补贴措施。
美国的光伏电计量采用的是净计量方式，允许用户在用不完光伏电量的同时输入电网，电表可以正反转，多送入电网电量按照常规发电厂收购电价计费。
5、 其他
大型地面电站全球模式都一样，升压后，将光伏所发电力送入输电网，并通过计量输入电量结算电费。地面光伏电站基本都有额外的电价补贴政策，来保障投资商的收益。但随着光伏电站装机容量的不断提高，大型地面电站比例将逐步降低，原因是集中型光伏电站规模提升后，电力调度的难度加大，会导致一定的窝电损失，而今后配电网智能终端改造时，此类电站较难整改。本文中对于此类电站不做分析，所有引用案例和分析也不包含地面光伏电站。
二、现有补贴形式带来的问题
1、 计量模式
根据各种不同计量模式分析，德国以前的补贴计量模式虽然带动了市场，但那只是时代的产物，已经不再能够满足现阶段的需求和未来的发展。
中国现有计量模式最大问题在于无法实施有效补贴改革，光伏窝电现象严重。
屋顶光伏发电的净计量已经成为市场选择的主流，既不浪费光伏所发电力，也能保障业主收益，还为将来的智能配电网改造提供了便利。
2、 中国目前补贴形式存在的问题
目前，国内屋顶光伏电站的使用存在诸多问题：
A、光伏电站采用防逆流方式
以绿色电力网监测的江苏某地实际4个光伏电站为例：这4个光伏电站总共装机容量为3.5MW（2011年4月并网发电并开始实时监测），共分为31个屋顶，每个屋顶就近并入大楼交流母线。每个项目的升压变配电柜离各屋顶距离都很远，实施防逆流的成本太贵（每个项目实施的成本在50万左右），而且设备众多，需要分级控制，有可能会导致逆变器不断震荡。同时其中某个项目还采用了主备变压器，经常会进行切换和并列，这就给防逆流的实施和稳定性带来了很大隐患。
这四个光伏电站由于安装了防逆流系统，有些点实际发电只有常规发电量的50%，综合这四个项目，年平均发电量也只有正常发电的70%，其余电量全部被窝在了电池板里面。不说国家补贴的意义是否实现，单从企业投资的角度来讲也是极大浪费。
B、 补贴电站的建设质量
绿色电力网目前实际监测装机容量100MW，其中近80MW是金太阳和住建部补贴项目，最早监测的电站开始于2010年5月，大批量安装监测系统从2011年9月份开始。根据绿色电力网监测数据，补贴光伏项目的实际发电量总体上小于常规光伏电站发电量，只有20%不到的光伏电站发电属于合理水平，最差发电量只有常规电站的25%左右，除去发电较好的部分和非正常电站外，其余50%电站的发电量比最低正常值偏少20%左右（有现场峰值日照时数的监测作为参照，系统效率按照75%计算来验证）。
在绿色电力网工作人员去现场安装和调试监控系统的过程中，共发现光伏电站着火或烧坏设备导致部分设备运行停机至少10起，实际电站运行过程中的事故数量远大于此。单个电站中，设备发电量运行差异在20%以上的有近一半，而且长期无人整改。获得补贴的光伏电站中，有将近30%的电站无人定期清洗和检修，这也是导致电站发电量下降的主要原因。还有一点是光伏组串发生故障（组件损坏和接线不良导致）后，大多无人进行现场检修和维护。
还发现一点就是设备机房安装位置大都较为随意，特别是室外临时房建设中存在的问题较为突出，通风散热、防尘防火和冬季保温（北方地区）存在一定隐患。
以上发电量数据还只是绿色电力网在最近一年内所统计的数据，随着光伏电站运行时间加长，其实际发电量影响将更大一些。
C、 光伏电站投资者
大多数屋顶光伏电站投资者在拿到政府补贴后，本着降低成本减少补贴的角度，想方设法降低标准，在提高发电量和控制成本遇到冲突时，都会选择后者；而且基于减少投资的角度，很少考虑到售后的因素，因此很难保证光伏电站运行稳定。这就导致了优质产品和新型技术不会在业主的考虑范围内，形成了劣币驱逐良币的恶性市场。这将对行业的长期健康发展带来不利影响。
在笔者了解的光伏电站项目中，居然遇到有业主在节约降成本的措施下，其补贴金额足以覆盖其投资的案例，真可谓奇观。
3、 光伏电站申报和并网要求
国内光伏电站金太阳补贴要求连片区建设，单体屋顶不小于2MW，这导致寻找屋顶的难度加大，因为只有屋顶是不行的，还必须要房屋的用户可以消耗掉这部分电量，否则就变成升压上网。因此对于申报的项目大小要求一定要取消掉。
目前屋顶光伏电站并网时，如果是升压上网的，则按照地面电站同样形式进行接入系统设计；如果是低压并网的光伏电站，大多数省份要求做地调数据接入和开关柜远程控制，这导致较为分散型并网的光伏电站实施难度加大，限制了光伏电站的多元化发展。建议当地电网公司取消光伏电站通过调度网光纤接入地调系统的硬性要求，可以采用加装特殊GPRS模块数据上传。并对于用户侧并网的光伏电站取消开关柜远程控制，因为今后屋顶光伏电站规模逐步向小型化发展，实际控制意义不大。
（该要求最初是由于电网公司担心光伏电站输出电能质量不符合要求而增加的，如今通过大量项目证实其实际电能输出质量基本符合电网公司要求。并且在2011年底能源局发布的337号文件中，明确要求国家能源太阳能研发实验中心对于每个光伏电站进行并网检测，来避免这一问题的发生）
三、光伏电站初装补贴改为度电补贴
1、 计量方式的变化
根据我国电力系统特点和未来发展智能电网的角度，希望将安装有光伏等分布式发电的用户计量电表改为净计量电表，并根据实际的净计量电力度数进行结算（买和卖都存在）；用户在光伏内部并网点处安装计量电表两块，一块供电力公司发电数据传输用（含抄表功能，根据表读数发放电价补贴），一块供相关部门监督和用户自身维护管理使用。两个表头合用互感器，并装在同一配电柜内，单一电度表头的市场价格不到2000元。（电力公司传送的计量表需配置0.2S级精度，另一表头只需配置0.5S级就够了）
根据中国电科院内部人士向笔者表示，光伏等分布式发电的用户用电净计量技术实施细则已经做完初稿，现等待上级部门的审批并公示。
计量方式的变化带来的是光伏电站的效益保障，原先因为光伏瞬时功率和用户侧负载功率不匹配导致的“限电”，以及光伏发电寻求的向电网售电制约等，将彻底成为历史，原因举例分析如下：
A、 某光伏电站一年发电50万度，安装该项目的工厂企业年用电150万度，但是光伏发电在中午前后3-5小时为主要发电时间，而工厂至少是一天8小时运转（很多是12-24小时），运转期间其负荷基本稳定，因此如下图所示：
图中蓝线为工厂用电负荷，绿线为光伏发电曲线，红色部分就是目前自发自用型光伏发电将被防逆流限制输出的部分。影响到了光伏电站的实际收益，当然节假日的影响就更大了。
而采用净计量方式后，不管红色区域有多大，都不会限电，因为用户的电表可以实现反转，抵消了用户在其他时间段消耗的电网电量。
B、 按照净计量方式，只要在每个月度（也可以是其他电费结算周期）的光伏发电量小于用户实际用电量，那就无需售电给电网，只需要和用户结算并获得每度电相应补贴。
2、 补贴方式变化
根据我国之前的补贴形式和投资者对于补贴电价形式政策风险担忧，建议采取循序渐进方式，先采取5年电价补贴形式，将原先的5.5元（根据行业发展，可逐步降低补贴总额）补贴总额，根据现有东部地区电站发电数据，折算一个合适的度 电补贴价格，如按照每瓦每年发电1.2度，五年就是6度电，度电补贴就是0.92元；
根据市场接受度，逐步延长补贴年限，譬如10年电价补贴的话，度电补贴就是0.46元。
这样的补贴度电价格加上投资者与用户签订的合同能源管理协议，完全可以获得很好的收益率。以目前的光伏投资成本，商业贷款占70%的话，按照10年补贴的内部收益率也可以达到近15%，如果是5年度电补贴的话，其收益率更高。
（工厂用电价格普遍在0.8-1.2元之间，目前光伏结算度电价格在0.7-1元左右，因屋顶租赁费可以给所有者带来效益，今后可以适当提高一定比例电价）
3、 光伏行业带来的整体影响
度电补贴方式是一种靠发电量逐步回收投资并带来收益的措施，使得投资者必须紧抓电站质量，并有可能形成以承诺发电量而承接EPC和售后的风气，这在欧洲被证明是一种良性的循环体系。也将会产生一批专业的运营服务商，为保障投资者利益保驾护航，共同获取相应的收益。
产品制造企业也会为了提高发电效率和稳定性不断投入研发，产业创新进入一个快速发展的时代。
针对于光伏应用的创新技术会不断涌现，优质的系统集成商为了提高自身竞争力，并希望获得超额发电带来的利益，也会积极进行新技术的应用。各项电站管理和评估标准会如雨后春笋般涌现，大量企业进入光伏系统应用研究的领域，为产业未来发展奠定良好的基础。
四、资金破局
国内光伏应用领域目前面临最严重的问题是融资难，光伏电站作为一个优质固定资产，在欧洲很多年前就已经实现了向银行、保险或其他金融企业抵押电站融资或贷款，而国内未能开展这项服务，其根源主要在于以下几点；
1、 担心电网公司限电
也就是原先电网公司要求安装的防逆流措施（大型地面电站限电不在此讨论范围）导致限电，担心投资者无法获得收益保障，净计量实施后这一问题彻底解决。
2、 用电企业减产导致的用电量急剧下降
这个问题在净计量实施后对于光伏收益影响较小，因为绝大多数光伏电站所在厂房或楼宇的耗电量是光伏所产电量的5-10倍以上，说白了只要企业不停产或接近停产状态，光伏电量的消耗就不存在问题。
3、 用电企业停产或歇业
一旦出现这种情况，确实会对光伏电站的收益产生影响，因为光伏电力远大于企业用电，导致当月净计量结果为负值，也就是向电网售电，根据脱硫电价进行结算（价格只有0.4元/度左右）。
值得庆幸的是，笔者了解到国家能源局已经在召集相关领域单位抓紧制定绿电交易方案，让光伏等所发出的绿色电力进行市场化交易，来保障投资者的收益。说白了也就是想办法稳定住电站的收益率。电网公司在这个环节中需要保障其一定的利益，国家相关部门需设定每度电一定金额给予电力公司作为管理费（通俗点说叫：过网费）。
4、 光伏电站资产保值
在解决以上三点问题后，光伏电站的财务模型变得稳固，收益率较为稳定，保险公司也会愿意进行保险服务，银行也乐意提供电站抵押贷款。甚至可以将光伏电站资产金融化，来实现社会化融资。
5、 现在是全球经济持续低迷的时期，通货膨胀接近顶峰后势必回落，货币紧缩和资产贬值在所难免，唯有光伏电站是以国家信用为前提的优质保值资产，这也就是为什么金融危机爆发后，欧洲国家光伏投资反而大增的原因。
光伏电站相信很快在我国也将受到投资者们亲睐！
结束语：让阳光灿烂，光伏蓬勃。需要我们每一个人的努力，抱怨与嗟叹解决不了问题，能依靠的只有我们自己！
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201210/13/29942.html
