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记者：从政策层面来看，国内市场未来会重点发展分布式发电，您怎么看待分布式发电对逆变器市场的影响？
孙建波：从未来的市场发展趋势来看，我认为光伏逆变器应该会逐步过渡到以中小功率机型产品为主，因为中小功率更适合分布式发电。
就光伏发电的技术特性而言，大型地面电站并不是最好的方向，特别是在与电网的联接以及输送方面，其不稳定性对电网确实是个负担，而且对解决用电难的作用也不大。
而从经济性的角度来说，同样投资一条电网线路，如果是输送火电、水电，可以24 小时利用，效率很高，但如果仅输送光伏电力或世纪新能源网，效率就很低，很不合算，且在长距离的电力输送过程中，线损也很大，不利于节约能源。
因此，从长远来看，在西部发展大型光伏电站有些得不偿失，在中东部电力消费终端大力发展分布式光伏发电会是必然趋势，因而更适合分布式光伏发电的中小功率逆变器会逐渐成为市场主流。
但由于国内市场基础与欧美市场有着很大的不同，所以适合国内分布式发电市场的逆变器，在功率上相对来说要大一些。
拿澳大利亚比较来说，其80% 以上的家庭居住在独栋住宅，可以充分利用自家屋顶来建设光伏系统，因此该市场的光伏电站业主基本上以家庭为主，其个体电站规模很小，最大也不过5kW、10kW，因此需要的逆变器功率基本都在10kW 以下。
但国内拥有别墅的家庭却是少数，加上政策不够明晰，有积极性安装光伏系统的人恐怕很少，因此这部分市场很小，几乎可以忽略不计。
而城市民用建筑屋顶却又有着太多的条件限制，只有工矿企业厂房、商业建筑和大型公共建筑屋顶比较适合分布式发电，这类屋顶相比欧美的住宅屋顶要大得多，可利用面积和装机容量要高出不少，因此对于逆变器的功率需求也要大一些。
所以我判断，随着国内分布式发电的发展，30-100kW 的光伏逆变器在未来很可能会成为国内市场的主流。
记者：能具体讲讲设备融资租赁的操作方式吗？
孙建波：比如，由我们承担项目的EPC，根据业主屋顶大小设计安装一套光伏系统，所有投资由融资租赁机构先行承担，包括我们的EPC成本和设备费用。然后，由业主分三年、五年或者八年等年限，每年固定还款给融资机构。在业主还款结束前，这套系统的产权归融资机构所有，在约定还款年限到期且业主还款结束后，系统产权转交业主，产生的后续收益也完全由业主接手。
这种模式与合同能源管理模式的不同之处在于，后者是根据业主实际的能源节约效果来获得回报，而前者则是分期收回固定的投资，不承担市场风险。另外，项目的实际投资者是屋顶业主自己，而不是外来投资者，这省却了许多沟通成本和交易成本。
目前，这种融资租赁的方式在一些发达国家市场被广泛利用，效果也非常好。
对于光伏设备制造企业而言，由于这种模式的投资资金来源于银行等融资机构，自身不再承担系统投资，且销售产品的回款也不存在问题，因而可获得良性循环。
而对业主而言，由于融资问题得到解决，且可通过后续电费收益参与还款，投资压力大大降低。
所以，在当前市场情况和政策背景下，融资租赁及类似的投融资模式可以在促进分布式光伏发展方面，起到相当重要的作用。
记者：那么，您怎么看待设备制造企业直接投资光伏电站的做法？
孙建波：我觉得，上游制造企业投资电站，更像是在卖设备，电站投产之后都在积极地寻找买家，因此其投资电站仅是权宜之计。而按照目前情况来看，电站的出售，将越来越难。
而且，这种做法可能更适合规模较大的企业，小企业的融资成本高，不合算。大企业的融资成本相对低一些，且还可以通过投资电站来解决制造端的融资问题。比如一个100 兆瓦的电站投资需要10 个亿，本来这个企业生产方面的融资能力已经没有了，财务报表可能都是负的，银行不再融资给他，但现在他开始投资电站，如果电站的投资收益有保障，银行就愿意贷款给他。
记者：但问题是，现金流是制造业的生命线，投电站不是把资金链活水给“冰封”起来了吗？
孙建波：小企业的融资成本高，的确不适合投电站，但一些大企业还是可以投资一部分的，比如在甘肃、青海等能够把发出的电能送到电网的地区，如果政府补贴资金拖的时间不是太久的话，还是可以适度投资的，但确实应该慎重。
对大多数光伏制造企业来说，投资电站仅是权宜之计，是没有办法的办法。现在产业链中游的产能和产品库存已经形成一个巨大的堰塞湖，而投资电站是一个比较现实的出水口，至少可以短期缓解严峻的供需失衡，但要避免出现与制造环节一样的投资过热。
另外，目前光伏全行业的现金流都非常差。如果这个问题解决不了，所有的利润率都是假的。
所以，真正的方向还是要促进市场需求的产生，并保障所有相关者都有利润。也就是说，在这个市场上，有人愿意投资建设电站，有人愿意买，也有人愿意卖，且大家都在这个商业运作中赚到利润。
而我们这个市场的最大问题在于，从源头上的资金链已经断掉了。
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