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。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。
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。
建议：
采用园区内统一开发模式。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。
管委会出面统一管理屋顶。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。对新建建筑，提前配套分布式光伏的设计和安装、并网等。
光伏物业公司统一电站管理。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。
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。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。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。应用受到认可的PPA和融资租赁模式引入更多长期资本。
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。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。
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。
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）。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。
因此，
1、光伏项目的回流资金是：上网电量*（0.8+0.42）元/kWh
2、物业管理公司收益：购买区域内电量*（0.1-0.02）元/kWh
3、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。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。
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。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。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。
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。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。
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。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。
上网电量的统一消纳和协调。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。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。
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。
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。
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。这一问题仍需要政府与电网进行协商。
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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。
建议：
采用园区内统一开发模式。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。
管委会出面统一管理屋顶。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。对新建建筑，提前配套分布式光伏的设计和安装、并网等。
光伏物业公司统一电站管理。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。
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。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。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。应用受到认可的PPA和融资租赁模式引入更多长期资本。
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。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。
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。
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）。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。
因此，
1、光伏项目的回流资金是：上网电量*（0.8+0.42）元/kWh
2、物业管理公司收益：购买区域内电量*（0.1-0.02）元/kWh
3、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。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。
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。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。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。
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。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。
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。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。
上网电量的统一消纳和协调。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。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。
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。
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。
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。这一问题仍需要政府与电网进行协商。
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索比光伏网 https://news.solarbe.com/201601/18/175876.html
