国内现行分布式政策存在缺陷，难以消除投资风险。前面已经提到，造成企业投资收益不确定的根源是国内分布式“自发自用，余量上网”的光伏政策，在这一政策基础下，电站运营商将面临用电持续性、电费结算能力、自发自用比例、发电与用电负荷匹配程度等影响电站投资收益的诸多问题，进而影响企业的投资积极性。我们以欧洲、日本、美国等海外主要分布式光伏市场作为对比，分析国内政策存在的问题。
1、欧洲与日本：标杆电价模式（FIT）
在分布式占比较高的欧洲与日本，分布式与大型电站采取的是同样的标杆电价（FIT）补贴模式。
FIT 在2000年由德国率先提出并推广应用，带动了德国光伏装机的快速增长，此后西班牙、意大利等欧洲国家光伏行业均实行FIT模式，虽然近年来部分高电价欧盟国家开始采用部分“自发自用”，但FIT依然是欧盟光伏补贴主要模式。从2013年欧盟28国光伏发电在总电力需求的贡献比重来看，主要国家光伏发电以 FIT上网为主，意大利、德国等国家存在部分自发自用。
具体来看，德国标杆电价将光伏电站分为屋顶和地面电站两大类，屋顶项目再分为<30KW、30-100KW、100-1000KW、1000KW以上四类（后改为40KW划分），分别给予不同水平的标杆电价，项目规模越小，标杆电价水平越高。
日本方面，目前日本标杆电价按10KW以上与10KW以下进行划分，分别享受不同的标杆电价与不同的补贴年限。
FIT 制度下，电站并网点在电网侧，电力公司按照标杆电价，全额收购光伏电站所发电量，并定期与电站方结算；投资方的收益只有标杆电价，屋顶方用电和没有装光伏系统一样，完全根据用电量缴费。对于开发商来说，FIT政策下投资确定性最高，不需要考虑用电、结算等问题，电站开发商由乙方变为甲方，因此更容易吸引投资，在合适的投资收益率下，也更容易驱动分布式光伏电站的快速扩容。
2、美国：税收补贴+净电量结算模式
美国光伏政策体系包括联邦政策和地方政策两大类，这里我们主要介绍联邦政策。美国光伏行业联邦政策主要包括净电量结算（州政策，但基本全国均已采用）、可再生能源配额制（RPS）、投资税减免（ITC）、加速折旧等。
在美国政策体系中，净电量结算、投资税减免等是保证美国分布式光伏发展的主要措施。
（1）净电量结算模式方面，目前美国有43个州以及华盛顿特区实行净电量结算模式。（目前欧洲部分国家亦开始使用净电量结算模式）
所谓净电量结算，即用户用电电量和光伏电站发电电量按照差值结算，结算周期一般为一年，以省电方式直接享受电网的零售电价。净电量结算要求用户用电量必须大于光伏发电量，电站的并网点处于用户侧，自发电通过推动电表倒转或者双向计量的方式运行。
净电量结算模式下，相当于将电网作为一个天然的大型储能站，可以实现光伏发电的全额消纳，而不用考虑自发自用、发电与负荷匹配等用电方面的问题，并且属于直接替代高阶梯的电价。
（2）投资税减免方面，根据政策，居民或企业法人在住宅和商用建筑屋顶安装光伏系统发电所获收益享受投资税减免，减免额相当于系统安装成本的30%。这一政策相当于给光伏电站30%的初装补贴，也吸引了一批大型企业以税务投资人的身份参与到分布式光伏电站建设中，从而一定程度解决了企业动力与资金的问题。
3、国内模式：自发自用，余量上网
我国主要执行“自发自用，余量上网”模式，每度电给予0.42元补贴。
“自发自用，余量上网”并网点同样设在用户侧，自消费的电量不做计量，以省电方式享受零售电价，上网部分单独计量，按照电网收购电价结算。在这种模式下，由于零售电价高于电网收购电价，所以要尽量提高自用比例，对光伏发电与负荷的匹配程度要求较高。
对比欧盟、美国和中国的三种模式：
（1）FIT模式：对于企业来说，FIT的投资确定性高，更容易吸引投资，且只需电网按照正常价格收购，额外补贴由政府提供，因此电网接纳意愿更强。但是，FIT的最大问题就是政府补贴能力的持续性。
由于光伏产品及配件的价格一直处于下降通道，在电价锁定后，项目投资收益率则随之提高。如果不对电站建设规模作出硬性约束，那么有可能造成规模大幅度扩张，而引发政府补贴能力缺口；随之而来再下调电价标准，减少新增装机，电站装机规模大幅度波动。从法国、意大利历史上装机波动可以得到验证，而德国2013年光伏装机3.3GW，同比减少4.3GW也主要是源于上网电价下调。
因此，FIT模式具有投资收益稳定、操作模式简单等优点，但是政府补贴能力持续性是支撑该政策体系的关键因素；采用该模式一般要辅以对建设规模的额度控制，才能够避免政府补贴支出超出可以负荷的范围。
（2）净电量模式：净电量模式下光伏电站所发电量全部被用户消纳，完全体现分布式光伏鼓励自发自用原则。同时，净电量模式下电网售电收入下降，可能会存在电网配合度较低的问题；而净电量一般采用双向计量或者电表倒转的形式，容易出现偷电现象。就应用情况来看，基于净电量模式，美国光伏装机规模稳健增长。
（3）自发自用，余量上网模式：与净电量模式比较，我国采取的“自发自用，余量上网”模式最大的区别是不能以电网作为储能方式，因此需保证光伏发电与用电具有同时性，才能够提高自用比例获取较高的收益，这无形中增加了对分布式项目用电方甄选的门槛，也导致了分布式发电自发自用比例的不稳定。加之我国暂行政策对余量上网部分执行脱硫标杆电价+0.42度电补贴，该电价水平低于当地标杆电价，因此在出现用电方消纳风险的时候，项目全额余量上网收益率偏低。
因此，相比于FIT、净电量结算，“自发自用，余量上网”的模式不适于分布式光伏使用，这一政策模式也成为制约国内分布式光伏发展的主要原因之一。
低电价、高利率、缺信用，商业环境短板再添纷扰
除了政策模式外，影响国内分布式发展的另一主要原因则是国内分布式电站投资所面临的商业环境，主要包括国内电价水平、利率水平、企业信用、企业存续寿命等。
1、相比于欧美、日本等国家，国内居民及工商业电价水平明显偏低，这也就意味着在“自发自用，余量上网”的模式，分布式光伏电站替代电价水平低，即使加上 0.42元/千瓦时的度电补贴，综合电价水平也仅在1.3元/千瓦时左右，而若考虑用电方折扣，综合电价还会降低，比三类地区1.00元/千瓦时的标杆电价水平相差不大。在分布式投资收益率不稳定情况下，这一电价水平明显缺乏投资收益率的吸引力。
表7：欧洲主要国家电价水平相对较高
2、相比欧美、日本等国家，国内资金成本较高，即使是国开行的基准利率贷款，利率水平也达到6.55%，明显高于国外约3%不到的融资成本。较高的资金成本必然追求较高的收益水平，也就影响了投资分布式光伏电站吸引力。同时，较高的资金成本使得本已不算高的分布式电站收益率很难再被两家、三家以上的资金方分割，进而也就加大了开发商寻找屋顶、资金等合作方的难度。
3、国内企业的信用体制是制约分布式发展的另一商业环境问题。目前，国内尚未建立成熟的信用体系，一方面导致开发商缺少信用参考，增加屋顶质量辨别难度；另一方面也使得开发商缺少约束用电方的手段。
事实上，我们认为在缺少制约手段的情况下，屋顶方从自身利益出发，违约概率会相对较高。我们可以简单计算，假设屋顶方购买1度光伏电站所发电为0.8元/ 度，相比从电网购买节约0.1元/度。也就是说，如果用电方拖欠一年的光伏发电电费，即使后面8年不适用光伏发电，效应也是正的，这无疑会加大用电方违约风险。
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