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德国国内分布式应用情况
2013年，德国总发电量为6336亿千瓦时，可再生能源发电量占比23.9%，达1517 亿千瓦时，消费量占比25.4%。这一结果主要源于光伏发电的迅猛增加，2013 年光伏发电新增装机达到3.3GW，累计装机达到35.9GW，发电量达到359 亿千瓦时，同比增加13.7%，占全国电力消费的大约5.0%，成为继风电和生物质发电之后的第三大可再生能源电力来源。德国光伏发电装机中，分布式光伏发电占比近80%。
图表来源：德国联邦环境、自然保护与核能安全部(BMU)-E11 可再生能源统计工作组(AGEE-Stat) 截至2014 年2 月的初步统计数据
近年来，德国投入巨额资金培育可再生能源市场。2010 年光伏市场的爆炸式增长使德国政府的可再生能源投资总额达到264 亿欧元。此后两年，上网电价补贴的逐渐削减导致投资额有所回落。2012 年，德国可再生能源投资额突破195 亿欧元，光伏发电仍是主要投资方向，占总投资额的57%，支持了光伏市场的强劲增长。
德国分布式光伏相关政策
为提高可再生能源在德国能源供应总量中所占的比例，德国政府采取了一系列支持政策推动光伏发电市场的扩大，包括以上网电价为核心的可再生能源法、投资税收抵免优惠、政策性银行优惠贷款、地方性资金支持等等。其中发挥核心作用的是光伏发电上网电价政策，通过固定电价补贴促进了德国国内光伏市场需求的快速增长，同时推动了光伏发电成本的迅速降低。
为控制过快增长的国内光伏市场规模，德国政府自2009 年开始削减光伏领域的补贴额度。由于系统成本快速下滑，投资收益率（IRR）走高，德国市场快速增长。同年，尤其是政策调整的前一个月，抢装极为猛烈。
根据2012 年4 月生效的可再生能源法修正案，政府再次大幅削减光伏补贴，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（如表3-2 所示），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。
与此同时，由于德国光伏发电已实现用户端平价上网，平均水平的市场电价已高于光伏上网电价，光伏发电的高比例自用可带来更丰厚的投资收益。因此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，引入“市场集成模型”，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（2013 年5 月电价
水平4-5 欧分/kWh）。
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。
德国分布式光伏商务模式
1小规模屋顶光伏发电系统—上网电价模式下的自发自用
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仅为每千瓦时0.15 欧元，零售电价约为每千瓦时0.27 欧元，对于用户而言自发自用抵消用电量和将光伏电量返还电网相比更具吸引力，而用户根据光伏发电系统的装机容量尽可能自发自用并减少余电上网的趋势也降低了配电网改造费用的投入。
2小规模屋顶光伏发电系统—市场直销
德国政府于2009 年1 月修改固定价格收购制度，规定发电方可直接在电力交易市场销售可再生能源电力，但由于市场价格一般低于上网电价，市场直销的方式并未被广泛接受。2012 年1 月，德国实行“市场溢价计划”，发电方可自由选择接受固定上网电价或按月度浮动的市场溢价，在市场价格低于上网电价时获得差价补偿，市场溢价等同于上网电价与月度电力交易市场的平均价格，外加运营补贴。
根据德国四家输电系统运营商的最新月度数据，2013 年12 月在德国可再生能源法（EEG）框架内实行的 “市场溢价计划”中注册的太阳能电力达到了4.297GW，这意味着德国有超过12% 的光伏电力加入了本地市场的直销。市场溢价有助于缓和可再生能源法的补贴压力，并将可再生能源整合入能源市场。
德国分布式光伏融资模式
为期20年的固定电价政策为光伏项目提供了可靠的现金流保障，使光伏电站成为具有可预期回报的低风险投资，在德国成为一种获得银行认可的资产投资类别。光伏电站业主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直接投资。
德国分布式光伏电站开发的融资渠道，是由德国政府的政策性银行（如，德国复兴信贷银行）、地方性商业银行（或客户银行）和电站投资方构成的（如下图所示）。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，大大提高了项目的融资性。2012 年，德国复兴信贷银行在光伏电站方面的投资达到56.8 亿欧元，占德国光伏电站投资总额的50.7%。
政策性银行利用其在资本市场的优质信用评级获得低成本融资，并建立“可再生能源计划”等融资平台向商业银行提供贷款支持光伏发电项目；商业银行直接面向光伏电站投资者发放贷款，负责项目的风险评估和控制，并以优惠利率向政策性银行进行再融资；根据德国复兴信贷银行的“可再生能源计划”，可再生能源发电项目的投资方可获得高达投资额100% 的融资支持，贷款额上限为2500万欧元，贷款期可达20 年，并享有利率补贴和上限为3 年的免还款期。在积累了广泛的光伏项目评估和融资经验后，很多商业银行纷纷面向光伏电站开发自有融
资产品。
1业主投资的融资模式
这一融资模式通常适用于较小规模的户用光伏电站，投资方是屋顶和电站的所有者。业主申请贷款不需要股权抵押，银行对其进行信用评估后，由上网电价收益和光伏项目资产作为抵押。
2SPV 为核心的融资模式
这一项目融资模式通常适用于较大规模的公共事业和工商业企业的屋顶光伏电站，以独立运营的电站开发商（SPV）为核心吸引更为广泛的多元主体（包括机构投资者、基金、银行、社区和个人投资等）投资资金。这一模式中的债务融资模式为有限追索权贷款，由光伏电站项目资产作为抵押，完全由电费收入产生的现金流进行偿还。贷款要求借款方的股权比例通常为15-30%，由开发商或第三方投资者（可以是由私募股权基金、对冲基金、养老基金、保险公司、产业投资者、设备制造商和电力公司等机构组成的投资方组合）出资，债务融资则由商业或政策性银行提供。
国际分布式融资经验借鉴
1稳定的售电保障自用
长期可预测的稳定的售电收入是分布式光伏电站投资收益的保障。德国分布式光伏发电的规模化发展建立在统一上网并采用固定电价与电网结算的基础上，稳定的售电收入成为电站获得项目融资的担保。
而美国完善的信用评级制度保证了唯有具有高信用评级的经营稳健的工商业企业用户可以承担长期购电用户的角色，大大降低了光伏电力的结算风险。同时，美国的净电量结算制度允许光伏发电系统上网和计量，光伏上网电量可按照零售电价出售，避免了终端用户消纳能力的不确定性对光伏电站投资收益的影响。德美两国的分布式光伏发展均不约而同地将电网结算作为保障稳定售电收入的坚强后盾（点击这里了解更多美国光伏融资经验）。
2项目长期融资渠道
分布式光伏电站的投资回收期较长，能够为投资者提供长期稳定收益，符合银行等金融机构的债务融资条件，而能否获得较低成本的长期融资是影响开发商项目滚动开发能力以及分布式光伏电站投资收益的关键因素。
德国采取政策性银行主导的债务融资模式，利用政策性银行的优质信用评级获得低成本融资，为光伏电站项目提供优惠的长期贷款支持。
美国市场则利用其灵活的融资机制盘活光伏电站资产，将已建成并稳定运营的分布式光伏电站的未来现金收益货币化, 开发反向融资产品，利用融资渠道优势引入多元投资主体，拓宽光伏电站的长期资金来源 。在适当的政策和法规配合下，分布式光伏电站能够被开发成风险评级较低的理财产品，并吸引包括养老和社保基金等追求长期稳定回报的多元化资本介入，在促进光伏发电发展的同时开拓全民参与光伏发电投资的条件。
3电站的风险控制
分布式光伏电站的商业价值是长期稳定的售电收益，电网购电保证能够解决销售端的风险问题，而生产端的风险控制则须通过质量标准管控和金融保险工具得以实现。
为保证电力系统的稳定性，德国加强了对分布式光伏电站技术标准的管理监控，实行严格的强制性检测认证，并追溯已投产电站项目。
同时，欧洲的光伏电站项目保险可保障电站的整体平均输出功率，当其低于预期的电力输出而造成项目收益损失时即可索赔。在成熟的分布式光伏发电市场，健全的保险体系使光伏电站的整体质量受到严格监控并与项目融资密切相关，也为光伏发电项目吸引长期投资和建立退出机制提供了有力支持。
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