不同的国家或地区为促进分布式光伏发展，制定的政策略有不同，早期光伏度电成本较高，多以初始投资补贴政策进行推动，目前主要以上网电价补贴和净电量结算政策为主。在政策的推动下，自2009年以来欧洲的分布式光伏发展带动了全球分布式光伏装机的快速增长，目前全球分布式光伏装机增速仍保持在25%以上。
奥地利、丹麦、荷兰等国家光伏建设基本全部以分布式的形式进行，而我国分布式光伏装机占比偏低，目前仅占16%左右。今天，阳光所环境资源能源（ERE）研究中心的周章贵博士为您详解美国、德国与台湾地区分布式光伏发电政策。
一、美国政策环境与SolarCity商业模式
基于净电量结算方式，美国政府提供了投资税收返还、加速折旧、投资直接补助等优惠政策，为光伏产业提供了更好的融资环境，孕育出光伏租赁业务、PPA（Power Purchase Agreements）等创新业务模式，其受益者包括了投资者、业主、以及普通消费者。
在美国联邦政府和各州政府政策刺激下，美国分布式光伏市场长期维持40%以上的高增长。2013年底，美国光伏累计装机13.22GW，分布式光伏累计装机6.14GW，占比45%以上。美国光伏是基于净电量结算方式，政府提供投资税收返还、加速折旧、投资直接补助等优惠政策。
美国联邦政府关于光伏的补贴：
1）ITC补贴： 联邦政府将光伏设备投资额的30%作为投资者的税收减免金额，投资者可用于其它生意的税收减免。
2）加速折旧： 允许投资人将30年使用寿命的设备在5年内快速折现完，作为税收抵扣（美国所得税约35%）快速回款，以减少资金成本。2013年底前，还允许企业在第一年折旧投资额的50%。
州政府的补贴： 包括投资现金返还、度电补贴、税收减免、绿色电力牌照等。具体各个州的补贴方式和幅度都不同，其中加州以度电补贴和现金返还为主，新泽西州以绿色电力牌照为主。联邦政府及州政府的补贴额度，加起来占到目前光伏设备投资额50%左右的份额。
可再生能源配额标准（RPS）是美国州级可再生能源技术应用中最常采用的配套政策形式，以法律的形式强制规定到某个时间结点前电网中可再生能源电力的供应比例。截至2012年底，美国有16个州及华盛顿特区均实行了包括明确太阳能电力目标的可再生能源配额标准（RPS）。
尽管各州RPS的政策形式与指定目标不尽相同，但其核心内容是要求零售电力供应商逐渐增多可再生能源电力供应；大部分地区允许可再生能源许可证（RECs）交易，提高配额标准执行的灵活性。2012年，联邦政府提出联邦级清洁能源标准（CES），未来将可能实现在国家范围内强制要求清洁能源电力供应的比例。
在美国的现有光伏政策条件下，SolarCity成为分布式光伏创新商业模式的最为成功的案例。SolarCity公司于2008年10月成立，是美国一家专门发展家用光伏发电项目的公司，位于加州福斯特城。SolarCity可提供从系统设计、安装以及融资、施工监督等全面的太阳能服务。目前公司在加州、亚利桑那州和俄勒冈州的500个社区提供服务。
SolarCity与众不同的在于其创新的商业模式，公司主要通过与终端消费者签订能源采购合约（PPA）收取租赁费盈利，它还与投资方共同享受政府的返现、税收补贴等，同时住户以支付月费的方式租赁太阳能电池板，并且省去了购买设备和安装的大笔开支。
SolarCity通过其创新的商业模式在美国分布式光伏市场迅速成长，市占率由2012年的12%提高至30%以上，每年新增装机增速高达80%以上。随着装机量的快速增长，未来运营产生的收入和现金流将出现加速上涨态势。
SolarCity商业模式成功的核心在于：相比普通的电力公司供电，能够降低用户的用电费用。通过政府给予的税收抵免政策、发电补贴政策为用户提供优惠的用电价格，以此吸引客户，确保现金流的持续流入，同时通过将电站资产进行证券化，通过引入投资基金等来减少前期投入成本，从而维持业务的快速拓展。
公司的销售模式主要分为两种：PPA（Power Purchase Agreement）与光伏租赁模式。
PPA（Power Purchase Agreement）
主要应用在SolarCity的商业项目中。SolarCity、商业用户及电力公司签订三方协议，SolarCity负责建设和维护光伏系统，并将光伏发电出售给电力公司（电价初始议定）；电力公司负责收购光伏电并出售给商业用户；商业用户需要出让屋顶并支付低于常规电力的电费。
PPA的另外一种模式与光伏租赁模式类似，SolarCity直接出售价格较低的光伏电给用户（主要为小型商业项目和一些居民项目），5年过后用户可以在任何时间内收购自己屋顶的光伏系统。PPA模式对于光伏系统开发公司的风险：政策的退出直接导致收益率的下降；竞争对手可能会报出更低的合约价格来吸引PPA客户，进而压缩从事PPA业务的公司的利润。
光伏租赁业务
主要应用在SolarCity的居民项目中。政策前提为美国净计量电价（Net Metering）政策。在光伏租赁模式下，SolarCity与居民用户签订20年协议，为居民用户建设及维护屋顶光伏系统，和提供发电服务；SolarCity对发电量作出保证，若未达到发电量，SolarCity需补偿。用户有两种付费模式：（1）保证用电的基础上，居民每个月向SolarCity缴纳固定的租金（一般低于居民每月电费）；（2）按净用电量结算，居民用户只需支付净额用电量的电费。
用电量超过发电量时，居民用户向电力公司购买相应电力；发电量超过用电量时，居民用户则会得到一个基于零售价格的信用额度（可在下期使用），居民用户从节省的电费中拿出一部分支付给SolarCity作为光伏租赁费（租率根据是否提交少量安装费而定）。
SolarCity的融资模式主要分为三种，VIE模式、转租模式以及售后返祖模式。SolarCity的创新商业模式需要源源不断地融资，进而抢占市场份额。BT业务的资金周转周期为3~6个月；PPA业务因为开发之后不能直接出售系统，周期长达10~20年，回收期需要5年左右，因此，通过不同的融资模式来回收未来的现金流成为业务快速复制的关键。
VIE模式
Solarcity与基金共同出资成立公司，购买Solarcity建造的电站，租赁或PPA给客户。主要产生4类经济收益，客户的租赁费、税收抵扣、折旧避税、补贴。
图1 VIE模式
转租模式（Lease Pass-through）
Solarcity签订一个主租赁合同给基金，基金再转租赁给客户。总体来讲，投资基金会拿走大部分退税补贴收益和小部分加速折旧避税的收益，Solarcity可以拿到补贴、部分租赁费以及绝大部分加速折旧带来的避税收益。
图2 转租模式
售出返租（Sale Lease-back）
由基金一次性提供资金，然后返租赁给Solarcity，Solarcity再租给客户。三种政府优惠都给予基金，solarcity赚取主次租赁费之间的差价。
图3 售后返租模式
Solarcity在以上三种融资模式之外还通过其他途径进行融资，如2013年11月向私人发行配售5400万美金的光伏资产抵押债券（SABS），利率为4.8%；2012年9月与美国银行、美银美林等银行、企业，达成信用贷款协议；发行普通股、可转换可赎回优先股、可转换高级票据等。
二、德国政策环境与自发自用主导模式
德国2013年的政策规定，500kW以下的光伏系统可以采用“自发自用，余电上网”的政策；大于500kW的系统执行“上网电价”政策。对于2公里范围内，一年之内由一家业主完成的，算作一个项目，10MW及以上的单一项目不给予补贴。目前，德国电网零售电价为25欧分/kWh左右，远高于光伏上网电价（13-19欧分/kWh），因此自发自用比例的提高能够促使分布式项目获得更高的收益率。
2013年，德国可再生能源发电量占总发电量比例23.9%，消费量占比25.4%。德国光伏市场在政策刺激下于2008年~2010年出现爆发式增长，至2013年底光伏累计装机达到35.5GW，发电量占全国电力消费约5.0%。分布式光伏累计装机26.3GW，装机占光伏总装机比例接近75%。
政策推动
德国为提高可再生能源比例采取了一系列支持政策进行推动分布式光伏的发展，包括可再生能源法、投资税收抵免优惠、政策性银行优惠贷款、地方性资金支持等，其中，最为核心的政策为光伏发电上网政策，通过固定电价补贴促进光伏市场的发展。
鼓励自发自用
德国从2009年开始鼓励用户自发自用，对自用电量进行额外补贴，自用电量比例越大，补贴程度越高。自发自用补贴收益与日益下滑的上网电价补贴水平共同推动了分布式光伏发电的自发自用消费模式。目前德国光伏发电已实现用户端平价上网，住宅型光伏的上网电价为每千瓦时0.15欧元，低于零售电价，因此分布式光伏自发自用比例的提高能够提高项目的投资收益。
可再生能源法修正案规定，自2012年4月始停止发放对小型屋顶光伏系统的自发自用补贴，将光伏上网电价的支付限制为一定比例的年光伏发电量：2012年4月以后并网的10kW以下光伏系统仅有80%的发电量可获得上网电价补贴，规模在10kW~1MW的屋顶光伏发电项目仅有90%的发电量可获得上网电价补贴，余下的10%须出售或自用，或以市场价由电网收购。
成本下降促进补贴退出
由于光伏系统成本下降较快，德国自2009年起开始削减光伏补贴额度，2012年4月颁布的可再生能源法修正案生效，不同规模的光伏发电项目享受的上网电价将以特定比例逐月递减，每月的递减比例取决于年度光伏系统的安装数量，电价补贴采取总量控制，每年补贴2.5~3.5GW，当累计装机达到52GW时不再对新增光伏装机进行电价补贴。
图4 德国政策性银行提供低息贷款
融资
分布式光伏电站主要由政策性银行通过商业银行为光伏电站和其他可再生能源项目提供优惠贷款，融资成本较低。经过多年运营经验，光伏项目的稳定现金流得到市场的认可，成为能够获得德国银行认可的资产投资类别。光伏电站业主可以用稳定的电费收益和光伏系统资产作为抵押物，无需或只付出较低比例的初始投资。
大型分布式电站项目可以以独立运营的电站开发商（SPV）为核心吸引更为广泛的投资主体，包括机构投资者、基金、银行、社区和个人投资等。所有者以光伏电站项目资产作为抵押，由发电收入进行偿还。所有者股权比例15%~30%，可以由开发商或第三方投资者（如股权基金公司、养老基金、保险公司等）出资。
图5 以SPV为核心吸引更多投资者的融资模式
三、台湾地区政策环境与标杆上网电价模式
2009年，台湾出台《可再生能源发展条例》，制定6.5GW~10GW的可再生能源补贴总量目标，设立可再生能源发展基金以保障补贴资金来源，规定可再生能源电力并网和全额收购强制义务，并对可再生能源电力实行标杆上网电价统一收购的制度。
上网电价执行期限为20年，采用统一电价水平。光伏电站的上网电价采取项目完工时趸购费率基准和竞标机制相结合的方法，根据电站类型和装机容量等级规定上网电价的上限费率。台湾的标杆电价制度使得分布式光伏不存在自发自用比例变化导致收益率不确定的风险，有利于稳定电站项目收益率。
台湾光伏电站上网电价分为4类，以分布式屋顶光伏电站为优先推广类型，30kW以下的屋顶光伏电站可免于竞标而直接获得上限费率电价，分布式屋顶光伏电站的上网电价远高于地面电站。
台湾分布式光伏电站以20年固定上网电价作为保障，投资收益率确定性较强，一般以光伏能源技术服务的模式进行开发运营，融资方面鼓励商业银行建立专案融资机制，引入财产保险和信用担保，有效控制投资风险。
模式一
业主自行负责电站开发投资，并委托能源技术服务公司负责设计、施工建设，业主拥有电站所有权和售电收入。能源技术服务公司可以通过提供20年质保维修等方式协助业主获得融资。
图6 业主自行开发模式
模式二
能源技术服务公司向业主租用屋顶，并提供全方位服务，包括设计、施工、保证发电、以及部分或全额负担电站融资。业主可以通过出租屋顶获取一定的收益，也可以与能源技术服务公司共同出资开发光伏电站，双方按比例分享售电利润。
图7 能源技术服务公司合作模式
其他模式还包括合同能源管理模式、能源技术服务公司仅提供技术咨询等。台湾在2009年出台《可再生能源发展条例》后，光伏电站发展进入高速增长期，2013年年底光伏累计装机3.36GW，分布式光伏装机2.9GW，占比85%以上。
台湾2016设定的光伏装机目标是500MW，并计划在2030年之前将装机总量提升到8.7GW。为加速推动台湾太阳光电（光伏）设备采用，达成2016年的500MW装机目标，台湾推出新措施松绑竞标规定，免竞标适用对象从现行的50kW放宽到100kW，且量为150MW，其余350MW仍需透过竞标方式释出。
