钱晶建议，首先要建立一个新能源企业的评级制度，将企业的技术、成本、规模、盈利能力和综合实力等都纳入评级体系中，让银行配置资源的时候有据可依，让龙头一线优势新能源企业可以获得更好的贷款和其它融资条件。

不过随着分布式光伏项目不断推广，日后企业的电费开支很可能摇身一变成了售电收入。这一项目就引入了银行和第三方平台，形成了分布式光伏三方模式，一方面提供电站投资需要的融资服务，另一方面，也使电站投资过程中的风险管理和专业化服务有了更可靠的保障。

国家能源局发布的太阳能利用十三五意见稿中明确提出，全面推动分布式光伏发电。在业内专家看来，分布式光伏项目既能帮助企业节能减排，又可以产生稳定的收益，对于金融机构而言是一个稳健的投资领域。重点发展以大型工业园区、经济开发区、公共设施、居民住宅等为主要依托的屋顶分布式光伏发电系统，充分利用具备条件的农业设施、闲置场地等扩大利用规模，逐步推广光伏建筑一体化工程。另外，在政策方面，国家依然引导鼓励发展分布式光伏，在下调2016年地面电站电价时，并没有调低分布式光伏的度电补贴。由于项目过于集中、电网不易消纳、输送困难等原因，当地出现严重的弃光现象。

按照国家能源局提出的目标，到十三五末，力争太阳能发电规模较2015年翻两番，成本下降30%。除了政策等因素外，我国光伏产业逐渐成熟，发电成本不断降低也推动分布式光伏项目加快市场化。光伏在低压侧接入电网，需要电网提供电能质量管理、备用等服务，同时也对白天削减峰值容量、降低线损、低电压治理等具有贡献。

光伏在白天发电，能够缓解白天的负荷压力，应当给予鼓励。深圳市2016年10千伏的输配电价为0.1802元。分布式光伏比火电并网所产生的系统成本要低很多，但目前定价策略没有体现这一特点。北京的光伏发电时数达到1214小时。

何继江认为，电力体制改革的不断深入，各地已经涌现了大量售电公司，他们对于光伏的就近建设，专业开发，直接交易将起到有力支撑作用对于试点区内分布式光伏出现向上级变电站送电的情况，可由电网公司和售电公司商议过网服务协议。

正在负责分布式光伏直接交易和主要政策研究课题的负责人、清华大学能源互联网创新研究院政策研究室主任何继江博士认为，弃光问题已掣肘光伏行业发展，其深层次原因是现有政策不足以引导光伏项目就近建设。对于接入35千伏变电站的光伏电站应积极配建智能管理体系，并通过电网公司调度和光伏电站的协调，在35千伏变电站范围内消纳，避免向上级变电站倒送潮流。对在1千伏以下并网的分布式光伏暂不收取过网费。现在的光伏项目当中，全额上网的比例远高于自发自用的比例。

何继江还介绍，德国的分布式光伏发展对中国非常具有借鉴意义。据中国光伏行业协会发布的数据显示，2015年国家电网调度范围内弃光率12.62%，集中在西北地区的甘肃、青海、新疆和宁夏四省区，其中甘肃弃光率高达30.7%。这个规划目标如何能够实现?何继江对新华网表示，光伏发展的关键在于贴近市场就近建设，破解分布式光伏发展僵局的关键政策是要实现就近建设、专业开发、直接交易，并且制订新的适应分布式光伏的电价政策。目前光伏装机中分布式光伏仅有16%，其中接入10千伏及以下电压等级的光伏项目累计并网容量仅473万千瓦，占总量1.1%。

白天是负荷高峰期，大部分地区目前实行用电侧峰谷电价。2015年中国以累计装机43GW超越德国成为全球光伏累计装机量最大的国家，其中大型地面电站贡献达到84%。

比如，国家的0.42元的度电补贴。十三五规划中2020年分布式光伏发电累计装机规模是70吉瓦，占光伏总装机150吉瓦的46.7%,也就是说未来五年增量光伏中分布式光伏占比应超过63%。

小水电综合价为0.4282元，峰谷电价的峰谷比为1.5:1，丰枯电价的丰枯比2:1。将政策建议二中所设计的光伏发电标杆电价作为平段时段，设计高倍率和低倍率两种方案测算峰谷电价，高倍率方案中高峰电价以1.5倍度测算，尖峰电价以1.6倍度测算，低谷电价以0.5倍度测算。对于10千伏接入和35千伏接入的分布式光伏，在已经明确输配电价的地区，按照不同电压等级的输配电价的差价确定过网费，在暂未明确输配电价的地区，按照当地的不同电压等级的销售电价的差价确定过网费。但在国家对煤电收取碳税之前，这个补贴不应该完全取消。北京市采用电度电价采用尖峰、高峰、平段和低谷四个价格。以北京为例，北京的光伏全额上网适用0.98元/度的价格，余额上网部分适用电价为脱硫燃煤电价加国家补贴。

第二，此电价政策实现低压侧分布式光伏并网价格高于高压侧光伏并网价格，能有效鼓励分布式光伏就近建设。就近建设、专业开发、直接交易当前国内分布式光伏该如何健康良性发展?对此何继江博士给出三条建议，他认为，首先要，就近建设、专业开发、直接交易。

光伏在低压侧接入电网，需要电网提供电能质量管理、备用等服务，同时也对白天削减峰值容量、降低线损、低电压治理等具有贡献。据国内某光伏企业实测，我国东部沿海省份年平均可发电小时数高于1100小时，省会城市中发电时数最少的为杭州986小时，最高的为天津1317小时。

低倍率方案中高峰电价以1.3倍率，尖峰电价以1.4倍率，低谷电价以0.7倍率测算结果见下图。从太阳光照资源的角度看，西藏、青海等地的光伏资源最好，然而从市场需求的角度分析，光伏资源最大的市场需求却在江苏、浙江、广东等经济发达地区。

中国东部地区的光照资源虽然不如西北地区，但比德国还是明显要好。北京市脱硫燃煤电价为0.3515元/千瓦时，国家补贴0.42元每千瓦时，合计0.7715元，远低于三类地区全额上网的电价0.98元。业内人士称，大型地面电站为主的中国光伏发展模式取得了巨大成绩，也面临严峻挑战。何继江认为，电力体制改革的不断深入，各地已经涌现了大量售电公司，他们对于光伏的就近建设，专业开发，直接交易将起到有力支撑作用。

这个政策可以考虑以暂定实施5年左右，随着未来分布式光伏规模的增加、负荷特性的变化，以及电力现货市场的建设，该项政策最终将被现货市场所消化。打破这个瓶颈的关键是鼓励专业化的公司介入，在电力需求旺盛的地区，对闲置的屋顶资源进行专业化开发，并与高电价的工商业用户进行直接交易，简称为就近建设、专业开发，直接交易。

北京市的输配电价尚未公布，目前可暂时借用最具可比性的深圳市已公布的输配电价。对于业主而言，自发自用固然能起到减少电费开支的效果，但对大部分工商业企业和家庭来说，建设屋顶光伏会遇到设计安装、资金筹集、运营维护等很多方面的困难，这使很多业主感到畏惧而打消主意，这些因素都影响了城市分布式光伏的发展，导致大量屋顶资源白白闲置。

对此，他解释称，分布式光伏是在低压侧并网。第四、峰谷电价的设计有利于各类市场主体了解现货市场的运行特征，同时有利于未来到现货市场的平滑过渡。

光伏在白天发电，能够缓解白天的负荷压力，应当给予鼓励。电网公司是否向光伏电站收取综合服务费还需要根据具体案例进行研究，在电网公司等相关方提出明确方案前，可以暂免收取综合服务费。这些地区电力供应相对紧张，又面临能源消费总量指标的约束，更关键的是，这些地区的工商业电价较高。北京明确输配电价后可对其重新核定，其它地区可参照该原则确定低压侧并网电价。

但是，2015年度德国光伏发电量已经占到总发电量的6%。以北京为例进行电价分析，实行峰谷电价，上午10点至下午3点间在1千伏以下接入的工商业用电适用峰段电价1.4元每千瓦时，目前光伏的度电成本已经低于这个数值，而这个时间段也正是光伏最主要的发电时段，何况国家还对分布式光伏有为期20年的0.42元的度电补贴，北京市还有补贴政策。

北京的光伏发电时数达到1214小时。建议北京市在10千伏以下接入的光伏的余电上网电价调整为0.3515+0.1802，共计0.5317元。

在目前现货市场尚未运作的情况下，建议实施发电侧峰谷电价。在这个方案中，高倍率方案下10：00至15：00点之间，光伏上网价格为0.7679元每千瓦时，在低倍率方案，价格为0.6912元每千瓦时。