3.分布式发电具备的成本优势
电网售电主要成本在于电力传输和分销部分，以加州最大的电力公司PG&E（Pacific Gas&Electricity）2011年的成本结构为例，其每度电的发电成本只占22%，输电和分销的成本占到78%，发电成本因美国的页岩气革命出现了一定下降，但占比大、长期看涨的输电费用将不断推高用户端的零售电价。分布式发电成本固定、无电网传送费用的特点使屋顶光伏电力的成本开始低于传统电网零售电价。随着光伏发电系统造价的下降和转化效率的提高，其发电成本优势将更加显著。
4.净电量计量法则的应用
美国有多个州的法律都允许用户将余量光伏电力按照零售电价传送上电网，用户和电网公司的结算按照净下载电量计算（Net Metering），由于在加州等地区屋顶光伏发电成本已低于电网零售电价，向电网上传光伏电力能给用户带来收益。同时，通过与电网进行电力交换可以克服光伏发电电流不稳定的弊端，而不需要追加储能设备投资。
5.通过B2C模式拓展家庭用户
美国的主要屋顶光伏开发商都开通了电商平台。用户通过网络即可实现登记需求、提交订单、选择产品、测算成本以及申请融资等功能。项目建成后，还可以通过网络平台远程监控系统状态。通过引入B2C模式，开发商提升了用户体验，抓住了屋顶资源，并降低了营销和运营成本。
二、中美分布式光伏市场异同
从政策补贴来看，我国在分布式光伏领域的扶持政策仍以直接补贴为主，就地消纳部分电力除了双方结算电费，中央财政按照发电量给予发电方额外0.42元/Kwh的补贴，上网部分电力则与电网公司按照标杆上网电价+0.42元/Kwh结算，一般低于本地消纳电价，也低于我国给予地面电站的上网补贴电价；在税收方面，对光伏发电给予增值税即征即退50%增值税的优惠政策。各地方政府为了扶持新能源投资，在中央政策基础上又出台了一些额外补贴。
美国依靠开发商、税务投资人和用户推动分布式市场的发展。我国市场则主要由政府牵头组织，2013年由国家能源局牵头在全国各地规划了18个至2015年达1.8GW装机量的分布式发电示范园。国家能源局规划在2014年全国实现8GW的分布式发电装机容量，占14GW规划总量的57%。
从商业模式来看，SolarCity为代表的开发商是美国分布式光伏发电市场的主流，公司将来自中国质优价廉的组件、美国联邦和地方政府提供的优惠政策、税务投资人的投资等各种资源转变为具有吸引力的优惠电价提供给用户，用户与SolarCity签订的长期协议能为公司带来长期稳定的未来现金流，是这种商业模式的核心资产；通过各种金融工具再将这些未来收益变现，回收的资本进入再投资。这种模式使参与分布式光伏的开发商、投资人和用户都得到了期望收益。
国内的分布式光伏商业模式仍然延续地面电站开发的模式，项目业主依托自有资本金+银行融资的模式，收入来源于政府补贴和电力出售。我国的分布式项目开发场所主要为商业或者工业屋顶，居民屋顶项目短时间内难成气候。由于工业型用户缺乏20年的连续经营保障，无法支持长期的购售电协议，项目投资回收存在不确定因素。
下一页>
>
>
