分布式光伏发电项目的贷款模式主要有哪些？
按用户是否直接向银行申请贷款进行分类，贷款模式可分为直接贷款模式和统借统还模式。符合银行规定的直接申请贷款资格的分布式光伏发电投资主体可直接申请银行贷款支持。另外不符合直接申请贷款的企业和自然人，一般采用统借统还的模式给予以支持，如国家开发银行计划建立具备借款资格和承贷能力的统借平台，由国家开发银行向统借平台提供授信
平台再以委托贷款(可通过商业银行)等方式向用户提供贷款支持，用户可以根据自身情况，向当地银行或统借平台提出贷款申请。（参考资料来自太阳能电站建设专家-广东太阳库新能源科技有限公司）
一、光伏发电是可以办贷款的！但要在正规光伏公司报装，光伏发电的收益是银行利息的几倍，一般是前十年发电和补贴收入作为还银行本息，十年后光伏电站归用户。
二、如果你是电站业主或者是经销商想办理光伏贷款，需要找有资质的光伏公司合作，需要看好公司的资质和提供光伏贷款的银行靠不靠谱才行。
目前比如浙江碳银光伏与工商银行合作推出的光伏贷款，最长可以贷款8年，年利率仅需要3.3%，最高可以贷款15年，一般是这样操作的：
首先由经销商帮助农户申请，然后需要农户提供一定的资料，比如信用证明，房屋证明之类的，然后通过银行的征信，就可以通过使用光伏贷款购买电站了，“光伏贷款”对电站业主有一定的利息优惠，并且还款灵活，可选择直接用电站收益权抵扣还款。最大限度保障农户的电站收益，贷款还完后，电站的收益都归电站业主所有，所以还是十分划算的。
拓展资料
国家开发银行联合国家能源局制定《关于支持分布式发电金融服务的意见》，要求信用状况良好，无重大不良记录的企事业法人以及具备完全民事责任的自然都可以申请光伏货款。
随着光伏的成本下降，分布式光伏真正快速进入到中国的各个地区，银行对用户贷款政策放开。安装对象都是老百姓。对于老百姓目前光伏的成本还是有些高，所以银行为响应国家节能减排政策，支持地方新农村建设，鼓励老百姓安装光伏电站，银行相继推出了光伏贷款。
申请货款的借款人需要准备的材料：自然人身份证明，个人资产证明或企业经营执照、公司章程、近三年财务审计报告、项目备案、电网接入批复、屋项协议、电力购买协议、能源管理合同等有关文件。
__1.地方政府出资成立、未列入监管部门融资平台名单的国有独资及控股企业（一类公司）。
__2.中央企业及其所属企业（二类公司）。
__3.非国有控股上市企业与地方政府或（和）国有企业合资成立的项目（三类公司）。
__4.各地原融资平台公司通过市场化改制，建立现代企业制度，实现市场化运营，其承担的地方政府债务已纳入政府财政预算、得到妥善处理，并明确公告今后不再承担政府融资职能的前提下，也可作为实施主体承接光伏扶贫任务。
__5.资信良好的其他混合所有制企业和民营企业。
__光伏扶贫贷款期限、利率、额度和方式：
__1.贷款期限。根据借款人综合偿债能力、光伏扶贫项目投资回收期、工程建设进度等确定，最长不超过15年。
__2.贷款宽限期。根据项目建设期给予适当的宽限期，一般为1年，最长不超过2年。
__3.贷款利率。根据资金来源成本，按照保本经营原则，执行优惠贷款利率，在人民银行基准利率基础上下浮0—10%，具体定价权限以总行下发的授权书为准。
__4.贷款额度。根据项目建设实际需要和借款人资金需求、偿债能力及所提供的风险保障措施等因素合理确定贷款额定。
__5.贷款方式。项目一般采用担保贷款方式，担保额度须覆盖贷款存续期间贷款本息，可通过保证、抵押、质押组合担保形式，优化担保方案。
光伏贷”是央行为了鼓励新兴产业的发展而下发的信贷政策，要求各银行机构支持光伏产业发展，光伏贷款同时也是支持光伏扶贫发展的重要形式之一。“光伏贷”针对辖内信用状况良好、具有稳定收入来源的个人和企业发放，这笔专项贷款用于支付分布式光伏电站成套设备费用，贷款额度控制在安装“光伏”设施总额的一定比例以内，个人贷款原则上不超过10万元，企业贷款原则上不超过50万元，最长期限可达5-8年。还款灵活，可选择按月按季按年付息，利随本清。
随着被称作史上最严光伏政策“5·31”新政的出台，近年来高速发展的光伏行业出现“降温”。面对新建规模严控、补贴下调等政策，15家A股光伏企业发布的2018年半年业绩报告预告显示，近一半企业净利润较去年同期有所下降。在未来一段时间里，光伏行业去补贴化将成主流，行业洗牌在即，不少光伏企业开始谋转变求生存。
6月后光伏不再进行补贴
据前瞻产业园产业研究院发布的《光伏行业投融资前景与战略分析报告》数据显示，在产业层面，上半年抢装不如预期，1-5月组件价格基本处于持续下降状态，尤其是“5·31”新政后，组件价格甚至跌破2元/瓦，半年降幅达到近30%。多家组件企业处于亏损状态，中小企业更加明显。
从光伏上游企业来看，“5·31”新政后，国内多家硅料厂开始停产检修，总计超过10家，同时硅料价格跌幅也进一步加快
硅片方面，上半年一些多晶硅片企业受制于设备、资金等因素，陆续停产或破产，6月以来有加速趋势，而且硅片价格持续下降，平均每月下降0.3元/片。
去年有半数以上企业净利润下滑，今年一季度又有13家继续下滑。其中，组件企业形势尤为严峻，净利润率降至1%以下，部分企业甚至出现亏损，光伏行业已经进入了“微利”时代。
光伏海外市场前景广阔
实际上，光伏行业去补贴是必由之路。如果去年底存量130GW未进目录的光伏项目全部进目录，则每年补贴需求为700亿元以上。到2020年平价上网到来之前，增量项目大概需要160亿元的补贴。这样算来，平价上网之前，中国光伏行业每年需要超800亿元的补贴。面对国内市场的低迷，不少骨干企业已加速开拓国外市场，部分光伏企业海外市场已占自身出货量的70%以上。
“跑步”进入平价上网时代
与此同时，光伏企业想要继续谋求发展，就必须快速转变发展思路、迎难而上，“跑步”进入平价上网时代。未来光伏行业发展的重点在于“降本增效”。会在逆变器内部大量使用自制件，降低生产成本，为投资商提供性价比更高的产品。目前很多企业都在推广半片组件等高效产品，在增加一定设备投入的同时，明显提高发电效率，从而在降本和增效之间取得平衡，技术的进步，能够早日实现平价上网。
此外，新政严控光伏新增规模也并非一刀切。新政的出台不是为了控制光伏规模发展，对于先进技术、高质量产品、不需要国家补贴的电站项目“是留了口子的”。
在光伏企业看来，下一阶段，分布式光伏仍是行业发展重点。目前我国已有12个省市提供地方性补贴，个别地区盛市、县补贴叠加最高可达0.75元/千瓦时，仍可以开展户用光伏项目，下一步将把资源聚焦在收益较高的地区。下半年常规户用光伏市场整体会有下降，重点开发有地方补贴的城市，以及一些小型工商业项目。
分布式装机呈现出多样化发展态势
目前，我国分布式装机占比已经从去年的30%增长到今年上半年的接近50%，并呈现出多样化的发展态势。未来，随着分布式电源市朝交易的推广，将会促进更多商业模式的创新。我国光伏行业从过去追求速度和规模转向高质量和高效率方面，这对光伏行业发展有非常重要的意义。
相比集中式电站，补贴强度更高的分布式光伏面临的补贴退坡压力更大，未来分布式光伏发展将逐步由“补贴驱动”发展为“配额驱动”，最终过渡到“完全市场驱动”。
优化光伏发展环境
对此，光伏企业对优化行业环境也有所期待。在成本问题上，光伏电站建设的非技术性成本已占总投资成本的20%以上，包括土地成本、财务成本和并网成本，希望政策制定者加强落实、创新手段，切实降低光伏电站建设的非技术成本。而“融资难”问题上，要形成规范成熟的融资体系，来保障光伏行业健康有序的发展。
光伏未来发展趋势分析
下一步将着力优化光伏发电的发展环境，通过开展光伏发展专项监管工作，建立市撤境监测评价机制，出台减轻可再生能源领域企业投资经营负担政策文件等，加大行业监管力度，引导企业理性投资，优化行业发展环境，着力解决制约光伏发展的突出矛盾和问题，不断完善光伏发电的发展政策，发挥市场配置资源的决定性作用，完善市锄制。
2016年，庆云农商银行面向个人(家庭)或企业推出了用于购买整套光伏分布式电站设备的“幸福阳光”光伏按揭贷款。
“光伏贷”的借款人须以发电入网收入账户作为还款主要来源，并以此进行质押担保。对于贷款期限，该行针对不同的客户类型提出了两种方案，商业类客户最长不超过5年，而贫困类客户则放宽到了10年。“光伏贷”对借款人还有一定的利息优惠，并且还款灵活，可选择按季等额本息或按月等额本息还款法。
山东淄博邮储银行“光伏小额贷”
邮储银行淄博分行结合辖内实际，主动联合沂源县财政局、扶贫办等政府部门，创新开发了“光伏发电扶贫惠农小额贷款”产品，并在沂源县进行首批试点。
邮储银行负责对有购机需求的贫困户进行资金支持，并在贷款额度、产品利率、还款方式等方面给予政策优惠；财政部门按照一定比例出资建立贷款担保基金，为扶贫贷款进行补充担保；扶贫办则负责提供建档立卡贫困户名单，并协助邮储银行进行客户调查，畅通沟通机制。
河南省“清洁贷款”
贷款对象：在河南省行政区域内注册的中资企业或中资控股企业(即“项目业主”)。
贷款额度：项目申请贷款一般不超过7000万元人民币，重大项目不超过3亿元人民币(原则上最高不超过总投资的35%)。
贷款期限：一般不超过3年，对于公益性显著、投资回收期长的项目，可适当延长至5年。
贷款利率：在同期人民银行指导利率基础上下浮15%。
江苏银行“光伏贷”
贷款对象：投资建设和经营光伏发电项目的企业法人，既可以是项目公司，也可以是项目公司的主要控股股东。在综合考虑上网条件、工程造价、股东实力等因素的基础上，我行择优重点支持并网型晶硅光伏发电项目及分布式电站。
金额：应根据借款人项目总投资、自有资金金额、实际融资需求量及已落实可用于还款的现金流确定，贷款金额不超过项目总投资的70%，覆盖额度高；
期限：原则上贷款期限不超过八年(含建设期)，覆盖期限长；
利率：应在人民银行规定的同期同档次基准利率基础上根据客户的信用状况、风险程度及借款人对我行的综合贡献水平适当浮动确定(较同类贷款项目综合成本下调2%，维持8%左右)。
担保：光伏发电项目贷款应采取我行认可的担保方式，可以是抵押、保证和质押担保方式的多种组合，我行创新了以收费权和光伏发电设备分别质押和抵押的担保方式。
还款：光伏发电项目贷款应根据贷款对应的光伏电站项目未来产生的现金流合理确定还款计划，同时接受借款人利用其他收入来源(如财政补助资金等)偿还贷款本息。
上海市“阳光贷”
贷款对象：在上海注册的中小企业在本市投资建设的分布式光伏项目(以就近开发利用为主)。
贷款额度：贷款额度为单笔贷款金额不超过项目投资的70%，单个公司担保贷款余额累计不超过1500万元。
贷款期限：分为1年期、3年期和5年期项目贷款，企业可以自由选择。
贷款利率：银行贷款利率原则上为人民银行基准利率(视项目情况最高浮动不超过15%)，担保公司按照1%的年费率收取担保费。
浙江诸暨农商银行“光伏贷”
贷款对象：辖内信用状况良好、具有稳定收入来源的个人和企业发放专项贷款，用于支付分布式光伏电站成套设备费用。
贷款额度：个人客户贷款额度为20万元，企业用户不超过300万元，可采用信用、保证、抵押、质押等多种担保方式。
浙江海宁农商银行“光伏贷”
产品概述：光伏“分期宝”是指浙江海宁农村商业银行股份有限公司及其分支机构(以下简称贷款行)向海宁区域内用于光伏分布式电站安装的个人及企业发放的人民币贷款业务。
适用对象：海宁市范围内符合光伏分布式电站安装条件、融资需求在规定额度内、信用良好的个人及企业客户。
贷款额度：原则上个人客户贷款额度控制20万元以下(含)，企业客户贷款额度控制10-500万元，但贷款总额不得超过光伏分布式发电站建设资金总额，具体依据借款人收入来源配比。
贷款期限：根据借款人的实际还贷能力合理确定贷款期限，一般控制在五年，最长不得超过十年。
贷款利率：根据本行利率定价办法执行，相比传统融资利率有较大优惠。
还款方式：采用按揭还款方式。
浙江龙游县“幸福金顶”小额贷款
该贷款由安装光伏发电设备的自然人向信用社申请，用于购置光伏发电设备；贷款期限根据借款人光伏发电设备投入及电费销售收入的实际情况合理确定；贷款利率与合作的光伏发电设备安装、销售公司协商确定，给予最大优惠；贷款方式采用信用方式，借款人承诺以本人并网电费销售收入作为还款保证。
浙江磐安县农信联社“光富贷”
“光富贷”的支持对象是我县范围a内符合光伏分布式电站安装条件的农户和企业，用途为购买光伏电站设备。该贷款具有贷款期限长、免担保、利率低等特点，农户贷款最高20万元，企业贷款最高200万元，期限最长可达10年。低收入农户还可享受基准利率及财政最高13500元的补助和全额贴息。
浙江桐乡农商银行“绿能贷”
桐乡农商银行于今年年初推出创新产品：光伏“绿能贷”。用户安装分布式光伏电站的费用可通过“绿能贷”全额解决。安装后，用户通过光伏发电产生的电可就近并网就近转换，既有效解决电力在升压及长途运输中的损耗问题，又能减少污染物排放，节约能源绿色环保。预计每户用户年均发电3000千瓦时左右，全额销售给国家电网有了收入，每年还能获固定补贴。
浙江玉环农村合作银行“光伏贷”
主要针对玉环县域范围内符合光伏分布式电站安装条件、融资需求在规定额度内、信用良好的个人及企业客户，用于支付分布式光伏电站成套设备费用，客户安装分布式光伏电站费用可全额通过“光伏贷”解决。个人贷款额度最高20万元，企业贷款额度最高500万元。
农行江西分行“金穗光伏贷”
农行推出的“金穗光伏贷”产品，贷款最高可达10万元，可采取信用和担保方式。在于引入“政府增信”机制后，对采用“政府风险补偿基金+贷款对象”方式放贷的，不仅贷款期限可以延长到10年，而且在5年的贷款宽限期内，政府给予贷款贴息，极大地减轻贫困农户的贷款负担。
安徽霍邱县光伏小额扶贫贷款
贷款对象：在县扶贫部门建档立卡并已确定为光伏扶贫对象，且符合贷款条件的贫困村、贫困户。
贷款期限：光伏扶贫小额贷款最长期限三年，分别按3：3：4比例分年偿还；利率及贴息按相关规定执行。
安徽阜南农商银行光伏扶贫贷款
阜南农村商业银行在阜南县全县12个乡(镇)开展对乡镇认可的5000家贫困户贷款支持安装3KW太阳能光伏发电站，该项光伏产业扶贫贷款利率不上浮，按同档次人民银行公布的基准利率执行，每户最高限额8000元信用或保证贷款。
屋顶落实难？政府当裁判
我家屋顶为什么要给你来用？对屋顶造成破坏谁负责？出现了问题找谁说理？当屋顶资源所有者面对寻上门的屋顶光伏投资者时，普遍存在上述疑问。怕扯皮的心理让他们普遍望而却步。
让屋顶所有者自己建光伏？一不懂技术，二需要投资，三是嫌麻烦，除非是光伏产品生产企业和个别“环保斗士”，否则没有几户人家愿意动这个脑筋。
“屋顶那么大，可用的却没有几个。”成了当前分布式光伏发电推广应用面临的第一道难题。
“企业的现有屋顶，绝大部分没有考虑到光伏发电的要求，承重、防漏、安保都有不少问题；10万平方米屋顶的大型企业，通过出让屋顶获得的电价节省每年不超过70万元。如果不考虑社会责任和政府推动，衡量得失，许多企业不愿意提供屋顶。”浙江省政府有关部门的领导对屋顶落实难深有体会。
嘉兴市政府扩大分布式光伏发电规模开发和市场应用，率先从落实屋顶资源上寻求突破。嘉兴市政府有关政策特别规定：新增建筑屋顶面积达到一定规模的，必须按照光伏建筑一体化的标准同步设计、同步建设屋顶光伏电站。
作为嘉兴光伏发电“先锋军”的光伏高新技术产业园，对屋顶资源采取了统一规划、统一收储、统一标准、统一管理的“四统一”模式，组织开展屋顶资源前期摸排，逐步建立可建分布式光伏电站屋顶资源数据库，统一收储屋顶资源。
“园区内屋顶资源多元化，有工业建筑、居民住宅、市政、科技园区、商业楼宇等。目前，我们对已建建筑划分出12个3~6兆瓦装机容量的集中连片区，提前与屋顶业主签订安装协议，统一屋顶租赁和电价优惠及合同能源管理政策标准，这样政府就掌握了相当数量的屋顶资源。”嘉兴市光伏高新技术产业园区管委会徐凯平告诉记者。
在光伏发电项目投资者与屋顶资源所有者之间签订协议书，政府也不做旁观者，而是作为“丙方”全程参与和见证项目建设过程。
记者在园区管委会看到嘉兴市晶科能源发展有限公司作为开发运营商，与上海交大科技园（嘉兴）有限公司签署的光伏示范应用项目协议书中，嘉兴市光伏高新技术产业园区管委会就作为丙方出现在协议书上。三方协议书对丙方权利和义务的规定包括：督促甲乙双方各自义务的履行，支持甲乙双方各自权利的实现；对乙方办理政府许可文件、环评批复和电网接入批复、组织调试及验收等在合法、合理的情况下提供必要的协助；甲乙双方发生争议时，根据甲、乙一方或双方的请求，丙方参与调解。
“有了政府出面担保，大大增加了投资和业主双方的信任度，这样就不担心出了纠纷没地方投诉了。没有后顾之忧，光伏发电项目的推进自然大大加快了。在光伏高新技术产业园区内，除了不适宜安装的屋顶，大部分屋顶都已安装或将安装光伏。”在上海交大产业园研发楼的楼顶，嘉兴市光伏行业协会副秘书长徐韶指着满眼可见的屋顶光伏组件时对记者说道。
“没有三方协议和相关规定之前，有些屋顶企业随意要价，临时反悔租赁合同的现象十分普遍，对我们投资商的利益损害非常大。自从有了政府的介入，我们深深感到利益得到了保障。”浙江优太新能源有限公司嘉兴分公司总经理何以平也对记者表示。
据记者了解，担当第三方的园区管委会，不仅担当纠纷处理的裁判，还统筹安排屋顶资源，平衡分布式电站建设中“好”屋顶与“差”屋顶的分配，避免投资商为抢夺资源而出现恶性竞争，成为关键的“第三方”。
为进一步规范屋顶资源市场，园区管委会还制定了两个范本的屋顶租用方式：一是屋顶资源所有者直接出租，投资者按照一年6元/平方米的租金支付，之后所发电量所得全部由投资者所有；二是光伏电站所发电量首先供屋顶业主使用，余电上网，屋顶业主按市电价格的9折电价向投资者支付电费。
两种方式都实现了投资者和业主双方均得益的结果。
贷款融资难？政策出奇招
金融机构往往会选择还款信誉好、背景雄厚、投资回报稳定的企业作为贷款发放对象。他们认为，分布式光伏电站投资回报预期不确定、时间长、存在较大风险，因而严格控制对光伏项目的贷款发放，特别是一些中小型企业很难获得银行贷款。融资难，成为分布式光伏发电的又一桎梏。
“针对金融机构在光伏发电应用的收益权保证、运营风险控制等方面存在的顾虑，嘉兴市政府积极探索建立与分布式光伏发电项目相适应的信贷方式，力求形成当光伏发电应用出现金融、保险、投资方、屋顶业主及系统质量等各种风险时的抗风险机制，并积极争取金融机构的支持。”嘉兴市委副书记、市长肖培生介绍嘉兴经验时说。
为强化融资保障，嘉兴市政府鼓励支持在嘉兴光伏高新技术产业园区内设立专业金融机构，大力引进各类光伏产业投资基金，探索建立光伏企业公开发行债券融资新机制，进一步创新金融体制，拓展融资渠道。
建立政银企沟通机制，要求金融机构加强对嘉兴光伏企业及发电项目给予信贷支持，对嘉兴光伏产业重点扶持企业及项目所贷款项执行国家基准利率不上浮，不增加额外融资条件和项目。
徐凯平介绍说，园区管委会已与多家银行接洽，并为他们在全区内开设分支机构预留了地点，以政府的诚信换取金融机构的支持。目前，已有多家银行到全区进行了考察，并制定在园区落户的方案。其中，国家开发银行、民生银行等银行给予了嘉兴市重点光伏应用项目和企业很大的信贷支持。
在取得金融机构贷款支持的同时，嘉兴市政府还谋划从多角度进一步为企业融资铺平道路。
一是提供贷款担保和贴息。即政府出资，并吸纳社会资本，成立贷款担保基金，优先向重点光伏企业提供流动资金贷款担保，对光伏产业基础设施建设贷款，优先提供财政贴息。
二是设立光伏产业创业（风险）投资引导资金。在市创业（风险）投资引导资金中，专门设立光伏产业创业（风险）投资引导资金，其金额不小于市创业（风险）投资引导资金总额的35%，专项用于引导各类创业投资机构投资光伏企业。
三是支持上市融资。助推光伏企业进行股份制改造，在资产重组、优化配置、财务管理、辅导上市等方面提供协调服务，一企一策，予以上市政策扶持。帮助企业做好与资本市场及有关机构的沟通衔接，扶持企业在海内外市场特别是境内市场发行上市。
稳定的经济回报，是解决投资商与金融部门各方面顾虑的关键。在提供融资支持的基础上，嘉兴市政府和有关研究机构积极探索融资模式。创建电付通平台和保证金池（或基金池）正是嘉兴融资模式探索的产物。
“通过一系列的举措来收取用电企业的电费，并存入平台，平台提取一定的比例（大约10%）存入保证金池，当电费收取遇到特殊情况，暂时可以从保证金池中提取，保证各方利益，解决融资难的问题。”徐凯平向记者介绍了他们的设想。
保险是否健全在某种程度上也决定着融资成功与否。“投资方投资光伏电站的投资回报主要来源就是发电收入，以及各级政府发放的度电补贴。光伏电站投入使用后，在长达25年使用期内，年发电量能否达到理论上预期的水平，还会受到实际光照等气象条件、电站组件性能、以及其它意外事故的影响和制约，因而存在风险。有风险就会影响融资。”徐凯平说，目前他们正在与中国人保财险、安邦保险、太平洋保险、英达财险等商业保险机构，探讨光伏电站保险保障的可行性。嘉兴市光伏高新技术产业园提前制定的《分布式光伏应用创新保险模式试点方案》，从电站施工期建议承包险种，电站运行维护期间建议承保险种等给保险机构提供了很好的参考。
8月13日，安邦保险在嘉兴光伏高新技术产业园区内举行了现场交流会，探讨“太阳能光伏电站综合运营保险条款”。记者看到，在这份还未实行的条款总则中规定：“本条款由电站运营期一切险、太阳辐射发电指数保险、营业中断电费收入损失保险和通用条款组成。”从各个角度为光伏电站提供保障的保险，正呼之欲出。
并网接入难？技术来保障
“与集中式地面光伏电站相比，分布式光伏发电是具有不确定性的，并网后，势必会对电网造成影响。国家电网公司要求所有分布式光伏都要并网，电网安全运行、调度、检修都是新的课题。”国网嘉兴供电公司副总经理王坚敏对记者说。
并网接入难是个不可否认的难题。并网难，说到底不是政策问题，而是技术问题。在嘉兴，有了政府的主导和供电公司的配合，难题不再难。
在工作之初，嘉兴市政府就将重点企业研究院作为推进光伏产业技术创新的核心载体，并以市场化运作为导向，推进光伏产业科研体制创新，在嘉兴光伏高新技术产业园区内建设了包括分布式光伏并网技术研究院、光伏装备与智能控制研究院、光伏能源应用技术研究院等四大重点研究院，对光伏并网相关技术进行深入研究。
“我们研究院重点以光伏并网系统设计和区域智能电网研究为主攻方向，承担光伏发电并网、上网技术研发和产业化研究，为大型集中式光伏发电系统、分布式微网系统、小型家用光伏发电系统及光伏发电运行监管、区域智能电网管理、增值服务、通信信息等提供技术支撑。”浙江分布式光伏并网技术研究院院长王越超告诉记者。
光伏装备与智能控制研究院和光伏能源应用技术研究院也分别有研究与并网相关的课题。前者对智能电网接入控制设备、光伏逆变器进行重点攻克；后者则完成了掌控并网运行模式下为微网运行策略的灵活切换技术、开发出了微网监测平台等重点技术。在研究机构的技术支撑下，一个一个并网难题被攻克。
如果光伏系统本身质量不过关，并网后对电网运行安全的危害是难以估量的，这曾经是电网公司顾虑的原因之一。“分布式光伏是新鲜事物，我们对客户自行安装的屋顶光伏系统既不具有监测评估的资格，也不具有评估的能力。”嘉兴供电公司营销部寿江云说。
于是，嘉兴市在建设安装标准上求突破，由政府部门会同相关企业技术人员，从产品选型、屋顶承载、建设布局，到竣工验收、运营维护，制定了一系列技术标准，特别是规范产品的技术参数，鼓励高效电池组件、新型逆变器等新技术的应用，明确光伏方阵场、光伏系统输配电与控制缆线等布局要求。同时，引入北京鉴衡认证中心作为分布式光伏发电项目的第三方检测机构，负责项目验收。
在嘉兴市政府的领导下，嘉兴供电公司密切配合，在并网接入规范上求突破，出台了《嘉兴电网分布式光伏保护配置及整定技术规范（试行）》、《分布式电源接入配点网继电保护配置及整定技术规范（试行）》等5项技术规定，以及《10千伏发电项目接入系统典型设计》、《居民光伏接入系统典型设计和典型方案》。
同时，优化并网服务，由电力部门牵头，构建制度保障、服务保障、电网规划、技术支持、运营监控、电量结算六大体系，出台了《分布式光伏发电并网服务管理办法》、《居民家庭并网服务规定》、《调度运行规定》等分布式光伏发电并网接入制度，建立电力部门“一个口子”对外并网服务和全称负责体系。
在一系列技术规范和制度的保证下，嘉兴供电公司实现了并网申请全部按时限要求受理，符合要求的分布式光伏项目全部按时限并网。
在嘉兴供电公司向政府有关部门呈报的7月25日至8月1日 《光伏发电并网服务周报》中，记者看到：全市已累计受理光伏项目总计200个，总装机容量254.12兆瓦，已并网运行光伏发电项目总计111个，总并网容量158.50兆瓦，并网装机容量占全市受理装机容量的62.37%。周报对因为并网验收不通过或客户自己原因造成的未并网情况也做了详细说明。
电费回收难？合力同应对
电费回收难，难在哪里？难在使用别人的屋顶作为发电场地，一旦遇到屋顶资源所有者拖欠电费，电站运营商作为一个普通企业，并没有好的办法处理，将面临巨大的电费回收风险。
其实，电费回收对像国家电网公司这样的大型央企来说，也是个难题。国家电网公司采取以优质服务感动用户的方法，加上《按照电力法》强制拉电的方式，也不能完全回收到位，对于员工数目不多的中小民营企业来说，更是难上加难。
浙江优太新能源有限公司嘉兴分公司总经理何以平就向记者谈出了他们的无奈：“我们负责电费回收的只有两三个人，分布式光伏的业主非常分散，我们没有人力天天上门催缴；我们也不能像电网公司可以直接拉电，拉了光伏电，业主还是可以用市电，对用户不会有任何影响，但我们的损失就大了。”虽然她所在企业因为刚进入电费回收期，还没有碰到过这样的事，但对别的投资商遭遇拖欠电费的事也有所耳闻，并有所担忧。
作为一家有丰富海外光伏投资经验的公司，浙江优太新能源有限公司习惯用法律武器保护自己。公司作为受电方与屋顶资源所有者之间实现签订购受电协议时，都会明确规定电能计量方式、电量结算期、结算依据、结算方式、结算时间以及争议解决方式。“如果遇到恶意拖欠电费，我们会采取法律手段，除非是破产倒闭企业，相信我们的电费是能够追回来的。”何以平对记者说，当然，公司在选择屋顶业主时也会非常谨慎。
作为园区管委会工作人员的杨建平，对于管委会投资的沙家浜社区的电费回收却一点也不担心。
“我们的电费是从给屋顶所有者的屋顶资源租金中扣除的，租金每年年底时付给居民用户，居民也是先用电，到年底结算电费。通常情况下，电费金额肯定小于租金，这样，付租金时扣除电费就可以了。”杨建平说。
虽然在记者的采访中，并没有感到嘉兴电费回收是个很大的难题，但嘉兴市政府却未雨绸缪，制定政策防止电费回收难的发生。
据介绍，目前嘉兴电费的收取途径有四个：一是由银行负责托收；二是在银行收不到的情况下，由政府委托的第三方运维公司进行电费收取；三是在运维公司收不到电费的情况下，由政府进行协调；四是在政府协调无果的情况下，采取相关法律手段解决。
嘉兴光伏高新技术产业园同时还在探索光伏发电全额上网，由电网公司按照脱硫标杆电价先付给电站运营方的方式。
“电网公司肯定不会拖欠电费，光伏发电计量结算效率会大大提高。”徐凯平说。但他同时表示，这只是他们的初步想法，还需要和有关单位协商。
“不断拓宽融资渠道，创新融资平台，积极探索电费结算交易、电量就近消纳等机制，健全完善扶持政策，进一步提高投资商的积极性。真正使光伏制造企业有效益，光伏发电投资开发企业有盈利、光伏发电投资公司的商业模式创新可持续。”8月4日，嘉兴分布式光伏发电交流会上，肖培生市长的话掷地有声。
模式一：以园区为单位，集中连片开发模式；
建议：
1、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。
2、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。
3、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。
4、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。
模式二：节能服务公司为主，分散零散开发模式；
建议：
1、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。
2、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。
3、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。
4、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。
皇明公司提供全方位光伏电站服务。
1、分布式光伏模式问题
针对国内分布式光伏推广困难的现状。有两种观点想破局。一种是提高电价；一种是所有光伏发电都采用并网模式，国家全部收购。两种模式虽然都可以推动分布式光伏发展，但两种模式都必须牺牲利益。
提高电价，社会上肯定不同意，也不能保证提高电价就能促使人们积极拥抱光伏；全部发电都进行并网模式，由国家财政全部补贴的模式，在现阶段可能不是很现实，在未来可能会随着脱硫煤电价的走高，可以实现。
2、融资问题
光伏产业的融资问题由来已久，至于说为什么会有融资困难的问题，不做过多的解释。如今，各大银行和投资机构都持观望阶段，政府也没有相关的政策出来。从武汉缔捷了解到的情况得知除了国开行以外，其他商业银行也仅停留在与分布式电站的接洽阶段。国开行也尚未向国家级分布式光伏示范区中的任何一家发放贷款。
融资难，导致很多光伏项目难以开动，特别是针对一些私人企业的光伏项目。虽然现在也出现了一些融资创新手段，比如众筹模式、地方政府先期投入引导资金外，尝试建立产业基金外，吸引私募基金、公募基金和外资模式、国家发改委国际合作中心正牵头成立国内首个分布式光伏启动基金等方法。但企业依然在犹豫。对于企业和对于投资方来说回收困难依然是矛盾点。
3、家庭式以及私人屋顶安装困难
由于光伏发电的能量密度天生受限，好地方就那么多，抢完了就没有了，只能退而求其次，所以可以说，好的西部电站是个稀缺资源，机不可失时不再来。市场就是这样，抢完了西部资源，然后盯住中东部地区的国有企业和大型建筑。好的屋顶就那么多，如果都抢完了，就不做了吗？
如何发展家庭式私人屋顶光伏才是光伏企业能长久发展下去。就好像现在大型屋顶光伏是红海阶段，而家庭式光伏电站是蓝海。不过因为种种原因，家庭式光伏电站发展缓慢。还需要时间积累。
4、产业升级问题
行业的发展，离不开产业升级。经历了光伏寒冬之后，国内光伏制造型企业纷纷倒闭，但根本问题依然没有得到解决。产品质量问题，盲目生产。光伏产业要想得到长足的发展，必须在经历过阵痛之后，转变发展模式，在制造型企业中淘汰一批实力不济的公司，然后在服务型领域出现一批新公司。专业做光伏建筑一体化，各司其职，才能良性发展。
诚然，阻碍光伏发展的因素很多，国内光伏产业在发展过程中还有很多问题出现。相信在未来的发展中，光伏产业会越来越好。
二、鼓励开展多种形式的分布式光伏发电应用。重点支持屋顶面积大、用电负荷大、电网供电价格高的工业园区和大型工商企业开展光伏应用，使具备条件的大屋顶资源得到充分利用。鼓励各级地方政府在国家电量政策基础上制定配套的投资补助或电量补贴政策，并且对学校、医院、公共机构等公益性领域以及各类保障性住宅和农村的分布式光伏应用适当加大支持力度。在火车站（含高铁站）、高速公路服务区及相关设施、飞机场航站楼、大型综合交通枢纽屋顶、大型体育馆和停车场等公共设施推广应用分布式光伏发电。鼓励大型企业集团对其下属企业统一组织建设分布式光伏发电工程，并将分布式光伏发电应用作为企业节能减排的重要工作。利用废弃土地、荒山荒坡、农业大棚、滩涂、鱼塘、湖泊等土地资源建设的光伏发电项目，在35千伏及以下电压等级接入电网（项目容量不超过20MW）且所发电量在并网点变压台区消纳，可执行当地光伏电站标杆电价政策，电网企业参照分布式电源通过“绿色通道”提供高效便捷接入服务。
三、加强对建筑屋顶资源使用的统筹协调。在分布式光伏应用的示范区和其他潜力大的地区，地方政府应建立光伏应协调工作机制，引导建筑业主单位（含使用单位）积极开展光伏应用。对屋顶面积大且适宜安装光伏的建筑物，地方政府应积极协调建筑业主单位（含使用单位）自建或与专业化光伏发电企业合作建设屋顶光伏工程，并且在办理电网接入、项目备案、建筑管理等方面予以协调支持。对超过一定规模的新建和改扩建建筑物，可要求同步安装光伏发电设施或预留安装条件，太阳能资源条件好且屋顶较大的节能建筑应包含光伏发电应用。政府投资或财政补助的公共建筑、保障性住房、新城镇和新农村建设，应优先考虑光伏发电应用。地方政府可根据本地实际，在符合有关法规和政策的前提下，对合同能源管理方式投资经营的光伏发电项目的电价优惠幅度（或屋顶租金）等规定统一的条件。地方政府应将建筑光伏应用纳入节能减排考核及奖惩制度，消纳分布式光伏发电量的单位可按折算的节能量和碳减排量参加相关交易。
四、加强分布式光伏发电的电费结算和补贴保障。各电网企业按月（或双方约定）与分布式光伏发电项目单位（含个人）结算电费和转付国家财政补贴资金。可采取预留国家财政补贴资金的方式，保障分布式光伏发电项目的国家财政补贴资金及时足额转付到位。国网企业要抓紧商当地税务部分处理好非法人项目售电发票开具问题并做好代开发票服务。电网企业应做好项目补贴资格和补贴资金申请及发放等情况的统计，并按要求向能源管理部分和监管部分报送相关信息。项目补贴资格申请实行按季定期上报并形成目录的工作制度。“自发自用”比例较低、用电负荷不稳定或者光伏发电企业与电力用户无法履行能源服务合同的项目，可执行光伏电站标杆电价政策，光伏发电量由当地电网企业按国家规定的当地光伏电站标杆电价政策全额收购，不再享受国家分布式光伏财政补贴政策，但项目单位一旦选定了执行光伏电站标杆电价政策，原则上不在变更。
五、建立简便高效规范的分布式光伏项目备案管理工作机制。各省（区、市）能源主管部分要抓紧制定和完善分布式光伏发电项目备案管理工作细则，督促市县（区）能源主管部分设立分布式光伏发电项目备案受理窗口，建立简便高效规范的工作流程，明确办理条件和时限，并向社会公布，鼓励市县（区）级政府设立“一站式”管理服务窗口，建立多部分高效协调的管理工作机制。市县（区）能源管理部门要做好项目备案与电网企业并网审核的衔接，当地电网企业出具并网意向函即可以认为符合项目备案要求的接网条件。对个人利用住宅（或营业性建筑）安装分布式光伏发电项目，电网企业直接受理并网申请并代办项目备案。各省市（区）能源主管部门要按月向升级能源主管部门报送备案项目信息并抄报国家能源局派出机构。各省级能源主管部门要按国家光伏发电信息报送的有关规定做好信息汇总和报送工作。
六、完善分布式光伏发电接网和并网运行服务。在市县（区）电网企业设立分布式光伏发电接网“一站式”服务窗口，明确办理并网手续的工作流程、申请条件，并在电网企业相关网站公布。对法人单位申请并网的光伏项目，电网企业应按当地能源主管部门项目备案工作流程，及时出具项目并网意向（或意见）。对非法人（及个人）项目，电网企业应直接受理和代备案。电网企业应按规定的并网点及时完成应承担的接网工程。在符合电网运行安全技术要求的前提下，尽可能在用户侧以较低电压等级接入，如项目单位希望在内部多点接入配电系统，应尽量满足要求，避免安装不必要的升压设备。项目单位和电网企业要相互配合，如对接网方式存在争议，可申请国家能源局派出机构协调。电网企业免费安装电能计量表，明确明确区分项目总发电量、“自发自用”电量（包含合同能源服务方式中光伏企业向电力用户的供电量）和上网电量，并具备向电力运行调度机构传送项目运行信息的功能。
七、创新分布式光伏融资模式。鼓励银行等金融机构结合分布式光伏特点和融资需要，对分布式光伏发电实行优惠贷款利率，延长贷款年限。鼓励地方政府设立光伏发电投资公共担保资金，为本区域内光伏发电项目提供贷款担保。鼓励采用融资租赁方式为光伏发电提供一体化融资租赁服务。鼓励基金、保险、信托与产业资本结合，探索建立光伏产业投资基金。鼓励担保机构对中小型企业建设分布式光伏开展信息用担保。积极发展再担保机构，强化分散风险、增加信用功能。以个人收入等为信用条件，对个人安装分布式光伏贷款可免除资产担保要求。对优质分布式光伏发电项目，探索售电收益权和项目资产作为质押的贷款机制。推进中小企业信用担保体系建设，对符合条件的信用担保机构免征营业税。
八、完善分布式光伏工程标准和质量管理。加强光伏产品，光伏发电工程和建筑安装光伏的安全性评价和管理工作，对载荷校核、安装方式、抗风、防震、消防、避雷等要严格执行国家标准和工程规范。接人公共电网的光伏发电项目和享受各级政府补贴的非并网独立光伏发电项目，须采用经国家认监委批准的认证机构认证的光伏产品。建设单位进行设备的采购招标时，应明确要求采用获得认证的光伏产品。国家组织的重大专项建设、新产品应用、在特殊地域应用或特殊用途应用的光伏产品，可根据需要提出特定认证要求。市和县（区）政府要建立建筑安装光伏的统筹协调管理工作机制，确保分布式发电项目的质量和安全，要以贯彻落实标准执行为主要工作方式，不得随意设置审批和收费事项，不得向项目单位提出采购本地产品的不合理要求，不得以各种方式为低劣产品提供市场保护。
九、加强政策落实和市场监管。各地区能源监管机构要会同地方能源主管部分等加强分布式光伏发电相关国家和地方支持政策的落实监管。在项目备案之前的开发标准阶段，要指导项目单位与电网企业衔接好接网条件，落实项目供用电关系和电费结算方式在项目备案之后的实施阶段，对电网企业的接网服务、接入方案、运行调试、签订购售电合同和并网运行协议、电能计量、电费结算、国家补贴资金发放各环节进行全面监管。将电力用户的“自发自用、余电上网”和项目单位与电力用户的合同能源管理服务，以及发电量全部上网的光伏发电项目的电力成产运行和电力交易均纳入监管范畴。能源监管机构负责对分布式光伏发电的工程建设和生产运行安全进行监管，电网企业应配合做好安全监管的技术支持工作。在相关方法发生争议时，能源监管机构应会同当地能源主管部门协调解决。在电力投诉工作机制中纳入光伏发电相关内容。各地区能源监管机构要会同地方能源主管部门对分布式光伏发电开展专项监督，按季度向国家能源局上报监管报告，并按规定以适当方式向社会公布监管信息。
十、进一步创新分布式光伏发电示范区建设。在推动示范区已有成效基础上，将分布式光伏发电扩大到公共机构、居民社区、交通设施、新农村建设等领域，探索更多的发展机制和应用方式。系统开展光伏发电屋顶等资源条件调查和多元化应用的规划，建立政府多部门协调工作机制，创新发展模式和管理机制，建立较完备的质量监督管理体系，公平开放市场准入、不搞地方保护。国家能源局会同人民银行、银监会指导国家开发银行、建设银行、农业银行等金融机构与示范区政府合作建立支持光伏应用的融资机制。通过设立公共担保基金，建立统借统还平台等方式为光伏发电提供共便捷的金融服务。探索建立分布式光伏发电向同一变电台区其他电力用户售点的电力交易机制，各示范区提出实施方案报国家能源局，国家能源局将会同价格等部门，在电网企业配合下，指导示范区政府和相关企业开展试点。电网企业应根据示范区的光伏发电应用机制，做好完善配套电网建设并优化电网运行管理，建立智能化的电网运行体系。
十一、完善专业化服务和公共服务。通过市场机制，推进分布式光伏系统设计、安装建设、检测验收、运营维护等环节的专业化服务，培育一批标准化、专业化服务公司。鼓励能力强、技术好、人才储备足的企业延伸分布式光伏专业化服务，逐步建立从业资格认证制度。国家加强光伏产品制造、市场应用、并网服务补贴拨付、行业管理等环节的信息监测，建立产业沟通协调和预警机制，及时发布市场需求、产能、市场应用等重点信息和市场预警预报，引导企业理性发展。
