光伏“备案制”下的众生相

对于光伏发电项目的“备案制”管理模式，各相关参与方可能还需要更多的时间来磨合与适应。

根据国家能源局2013年11月份出台的相关管理办法，分布式光伏发电项目实行备案制管理，具体备案办法由省级人民政府制定，这意味着地方政府对光伏项目有了更大的管理权限。

不过，从目前的情况来看，这一管理方式或许还有许多需要完善的地方。

首先，各地缺乏统一、公开的操作流程。根据公开信息来看，真正出台备案办法的省份寥寥无几，大部分投资者仍难直接从公开渠道获取整个项目的备案流程。信息不透明以及“各自为政”的情况，则进一步加剧了投资者的这种感受。同时，也加大了一些项目的运作成本和时间。

其次，地方政府在权限增加的同时，对市场的“干预”也在增加。比如，一些地方出于政绩等因素考量，直接为享受补贴的项目设定最低装机规模下限，这或许已偏离了发展分布式的初衷。

再者，影响投资者收益率的因素却正在逐渐增多。尤其是对于规模相对较小的分布式项目，有两个因素对收益率的影响不容小视：一是包括项目立项、建设、并网阶段的收费问题；二是项目并网后的电力消纳问题。对此二者，地方政府均有最终决定权。

因此，对于当前的分布式光伏而言，仅有直接的电价补贴是远远不够的，还需要在政策的透明度、流程的标准化方面下功夫。否则，最终可能仍是“事倍功半”。

政策透明度疑云

对那些有志于发展分布式光伏的地方政府而言，如何利用项目备案权限的下放构建自身竞争力和对投资者的吸引力，或将是对其发展分布式决心的一大检验。

在简政放权的大背景下，光伏电站的投资由审批制改为了备案制，这无疑有利于推动国内光伏应用市场的发展。不过，从现实情况来看，后者能否真正促进国内光伏电站投资的便利化，却仍存在诸多疑问。

国家能源局2013年11月份出台相关管理办法规定，分布式光伏发电项目的具体备案办法由省级人民政府制定。

但根据公开信息来看，目前已经出台备案办法的省份却寥寥无几。这意味着对于大部分投资者而言，仍旧很难直接从公开渠道获取项目的备案流程。

而对于那些有意布局全国市场的企业来讲，则有可能还面临着项目运作成本和时间同时增加的问题。原因很简单，由于全国不再是“一盘棋”，这个省已经成功的项目备案经验，到了另外一个省份却未必还能适用，可能还需要从头去摸索。

另外，尽管国家发改委并没有出台明确的规定，但不少省份均已经将备案管理的部分权限下放到了地市一级政府。而在一些地市政府出台的相关文件中，则对获得本地的相关补助设置了一些前置条件，包括诸如本地注册、应用本地企业生产的组件等等，这无疑背离了下放备案管理权限的初衷。

更加值得关注的是，在一些地方出台的相关文件中，均表达了对大项目的偏爱，甚至一些地方政府明文规定了享受当地补贴项目的最低装机规模。

航禹太阳能科技有限公司执行董事丁文磊表示，目前最让他头疼的问题，正是各地项目审核流程不一样，这让在上海、山东、深圳等多个地区开展分布式项目的航禹太阳能，不得不将很大一部分时间都消耗在了项目立项、并网阶段。

“前些天我们有个项目去备案，当地发改委要求提供组件、逆变器等认证证书。但当我们提交了一些国外知名认证机构的证书时，对方却说不行，非得要中文的”。丁文磊说，由于没有统一的操作标准和流程，许多时间都浪费在了这些无关紧要的问题上。

由此，他建议，对于分布式项目，尤其是规模在MW级别以上的大项目，相关部门应该尽快建立明确、统一的操作流程。“分布式光伏的并网、备案等问题涉及能源局、住建部、环保部、消防管理局等多个部门，应建立部际协调机制，使宏观支持政策明细化。同时，还应该考虑第三方备案、集中处理、简化验收手续等模式，以解决投资人的商业确定性问题。”

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地方主导

国家能源局在《分布式光伏发电项目管理暂行办法》中规定，省级及以下能源主管部门依据国务院投资项目管理规定和国务院能源主管部门下达的本地区分布式光伏发电的年度指导规模指标，对分布式光伏发电项目实行备案管理。

这意味着，地方政府获得了在其年度总装机规模范围内所有项目的分配权限。与此同时，上述管理办法还规定，分布式光伏项目的具体备案办法由省级人民政府制定。

不过，通过公开信息来看，目前出台备案办法的省份仍然有限。而即使出台了备案办法的省份，也多数没有对分布式项目如何备案有清晰的规定。

内蒙古自治区发改委在《关于我区太阳能发电项目实行盟市备案管理的通知》中规定，太阳能发电项目由盟市能源主管部门实行备案管理，并实行年度建设规模管理。各盟市太阳能发电项目年度建设规模指标，则由自治区能源局报请国家能源局确定。

但这份通知同时也明确，分布式光伏发电项目的备案办法另行制定。

上海市发改委对于光伏项目备案的表述为：简化光伏发电项目审批程序，分布式光伏发电项目由各县（市、区）发展改革部门实行备案管理，分布式光伏发电项目备案有效期为1年。如无特殊原因，项目自备案之日起一年内未建成投产的，需重新备案。

浙江省则比照国家能源局光伏发电项目管理办法明确通知各地市，对光伏发电项目统一执行备案管理，分布式光伏发电由地市级备案，项目备案程序尽可能简化；确定2013年、2014年新建大型光伏发电项目建设管理责任单位为项目所在地市发改委和县级政府，同时对项目单位建设提出了奖惩措施。

宁波市在相关通知中则进一步明确，分布式光伏项目由市发改部门备案。

如上所述，从现有公开信息来看，目前各省对于分布式光伏电站的备案办法仍处于无章可循、无公开流程的不透明状态。即便是有一些原则性的信息，也都散落在一些文件里，而不具备操作性。

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政策的纠结

实际上，在能源局出台的前述管理办法中对此已有较明确规定：项目备案工作应根据分布式光伏发电项目特点尽可能简化程序，免除发电业务许可、规划选址、土地预审、水土保持、环境影响评价、节能评估及社会风险评估等支持性文件。

由此看来，如何简化和进一步明晰分布式项目的申请程序，或将是对各地方政府是否决心发展分布式的一大考验。

而在备案制的背景下，涉及众多部门的繁琐流程，则成了国内光伏应用市场发展的最大制约。根据目前一些大型电站的项目审批流程来看，仅在项目立项阶段，涉及到的部门就包括规划、环保、安监等近10个部门。在项目建设以及并网阶段，又还涉及诸多部门的审批意见，包括工程施工许可、人防审核意见、建筑工程消防设计防火审核意见等等。

比如，内蒙古自治区发改委给出的项目备案基本条件为，由甲级资质工程咨询单位编制备案申请报告，报告中应载明项目建设单位、规划选址情况、电网接入条件、电力市场需求分析、社会风险分析、项目场址连续一年以上的实施太能用辐射数据分析等内容；盟市级维稳部门出具的项目社会稳定低风险认定意见。

丁文磊介绍说，对于安装规模在200KW这样的小型分布式项目，现在已经不需要“路条”了，可以直接拿着设计方案去发改委备案。但对于规模再大一点的项目，还是需要备案，并要申请多个批文和手续。

除了涉及各个环节如此复杂的手续是否取消等问题外，由于各地缺乏统一规范的备案与申报流程，同时在一些关键的政策上也存在着相互推诿和扯皮的现象——比如有些地方的电网公司就要求发改委先出具备案文件，而发改委则又要求电网公司先出具接入方案，则更加使得投资者在并网及补贴申报中无所适从。

国家能源局此前早已经表示，鼓励地市级或县级政府结合当地实际，建立与电网接入申请、并网调试和验收、电费结算和补贴发放等相结合的分布式光伏发电项目备案、竣工验收等一站式服务体系，简化办理流程，提高管理效率。

有分析人士认为，对那些有志于发展分布式光伏的地方政府而言，如何利用项目备案权限的下放构建自身竞争力和对投资者的吸引力，或将是对其发展分布式决心的一大检验。

“在这种情况下，首先要做的就是出台详细、透明的政策，并能够通过公开渠道得以查询，这样才有利于扩大项目的推介力度，以吸引更多的投资者。”他建议。（张广明）

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规模为王时代？

政策分化所带来的利好，可能只会惠及那些资金实力较大、项目投资规模更大的投资者。而出于政绩等种种因素的考量，一些小的光伏电站投资者，可能并不是地方政府所钟情的对象。

对于单个企业而言，备案制带来的影响正在逐渐显现，一招鲜吃遍天的时代或已经过去。

分布式项目的选址问题，首当其冲。

即使抛开地方补贴的因素，按全国实行统一电价补贴标准来衡量项目投资收益率，对投资者来讲，这可能也只是决定其项目最终收益率的因素之一。

对于那些规模相对较小的分布式项目而言，还有其他两个因素对收益率的影响也不容小视：一是包括项目立项、建设、并网等阶段的收费；二是项目并网后的电力消纳问题。

根据国家能源局发布的相关管理办法，分布式光伏发电项目实行备案制，且其相关备案管理办法由省政府制定，这意味着地方政府获得了更大的管理权限，并将对项目的收益率产生更大的影响。

首先，在整个光伏项目立项、并网等阶段，将涉及到多达数十个相关部门的审批意见，而这些审批是否需要收费以及相应的标准，地方政府均有最终决定权；其次，光伏电站并网后的实际发电量，将与地方的消纳能力以及电网的运行等息息相关。

基于此，备案制所带来的政策分化，已是大势所趋，这将对光伏电站投资者的运营能力带来真正的考验。

不过，正所谓“几家欢乐几家愁”，从现有公开信息来看，政策分化所带来的利好，可能只会惠及那些资金实力较大、项目投资规模更大的投资者。而出于政绩等种种因素的考量，一些小的光伏电站投资者，可能并不是地方政府所钟情的对象。

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选址的考验

随着地方政府对分布式光伏发电项目拥有更大的管理权限，分布式光伏发电项目的最终收益率，也将更大程度上由地方政府主导。

根据我国现有的光伏电站项目的投资流程，从立项到最终并网，要涉及到规划、环保、安监等数十个部门的审批意见。

而国家能源局只是规定，项目备案工作，应根据分布式光伏发电项目特点尽可能简化程序，同时免除发电业务许可、规划选址、土地预审、水土保持、环境影响评价、节能评估及社会风险评估等支持性文件，如何执行方面却并无进一步的详细规定。

同时，在一些省市出台的扶持光伏发展的文件中，也规定得较为笼统。比如，嘉兴市发布的相关通知称，将简化审批程序，分布式光伏发电项目由各区、县(市)发改部门实行备案管理，备案有效期为一年。

审批背后的实质，或许更多的是收费问题，而这将直接关系到光伏项目的最终收益率。

以西部一些省份的大型电站来看，不少名目的收费都并不是小数目，动辄一个审批意见的收费可能就高达几十万。这对于一个投资高达两三亿的20兆瓦的大型电站，或许还可以接受，但如果换成一个仅有几兆瓦的分布式电站，则将大大降低其收益率。何况，类似的收费项目并非只有一个。

因此，项目的收费以及其标准，或将成为决定光伏项目选址的条件之一。

而决定地方竞争力的另一个因素，则是当地的电力消纳能力。

对于在西部投资光伏电站来说，尽管当地的资源条件较好且电价补贴也较高，但受消纳能力的影响，则不可避免的存在着限电问题。

中东部地区的优势，在于更强的消纳能力，这是其较为有利的竞争因素之一。

实际上，从一些地方出台的扶持政策来看，均已将并网以及后续的电力调度作为主打牌之一。比如嘉兴市就表示，将进一步优化系统调度运行，优先保障光伏发电运行，除涉及电网安全运行等特殊原因外，不得限发限并。

规模为王

尽管许多地方政府对分布式光伏发电的扶持可谓不遗余力，但其中仍免不了是出于政绩因素的考量。尤其是随着地方对光伏项目的分配权限的增大，一些地方对落户本地项目的前置条件也在增多。

比如，某市在其扶持文件中，对获得光伏发电项目补贴对象的基本条件为：在本市范围内注册的企事业单位，具有独立法人资格，且注册资金1000万元以上；光伏发电项目装机容量在0.5兆瓦以上，项目符合并网相关要求，并完成竣工验收工作；本市企业生产的光伏组件、逆变器等产品需达到该项目设备总投资的80%以上，其中组件产品原则上要求采购符合工业和信息化部《光伏制造行业规范条件》的企业的产品。

对此，有分析人士认为，从现有的政策思路来看，一些地方在发展分布式光伏项目时，仍延续着地面电站的管理思路，更看重电站的装机规模，这对应的则是要求投资者具有更高的资金实力。

“现在地方政府对本地的光伏项目拥有更大的分配权，这也意味着它可以在项目立项的收费、并网后的电力调度等方面向自己所偏好的项目倾斜。由于缺乏透明的操作标准，这种行为实际上很难禁止，直接后果是仍然改变不了光伏电站大投资的结果。”上述不愿具名的分析人士表示。

专注于分布式光伏的航禹太阳能科技有限公司执行董事丁文磊则对记者表示，单纯就技术含量而言，装机容量小的电站，对投资者的考验其实更高。“在组件等设备采购上，采购量的多少直接与价格相关。而在其他的设计、施工等环节同样也是，同样的收费摊销到不同规模的电站上，也是对小容量电站影响更大。正所谓‘麻雀虽小，五脏俱全’，对于小容量电站而言，任何一个环节的成本控制如果出问题，对最终收益率的影响都将是巨大的。”

前述市场人士也认为，由于受到场地的制约，单个分布式项目的装机规模肯定无法与大型地面电站相比。因此，不能对所有的光伏电站一视同仁，这不利于吸引一些资金量相对较小的投资者参与光伏应用的投资，也会从根本上不利于电站的融资难题的解决。（张广明）

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家庭光伏——商业模式亟待创新

航禹太阳能的一站式服务模式，对于许多只能从各个渠道零碎地了解到分布式光伏投资知识的家庭业主而言，无疑是最好的解决方案。

尽管偏爱装机规模较大的项目，一些地方政府也仍然对于个人在自家屋顶所安装的光伏电站网开一面，并出台了一些简便措施。

而通过媒体的公开报道来看，个人投资光伏电站的数量，正在逐渐增多。

不过，这些报道信息同时也显示出，个人投资者中仍以光伏业内人士居多，很难说是否具有规模示范效应。

如果从更理性的角度来看，个人投资光伏电站所获收益，其实与银行存款所差无几，但却要10年左右才能回本，且具体收益还受到光照资源以及组件质量等诸多因素的影响。而即便其收益要稍高于银行存款，但在流动性以及安全性方面却均要劣于前者。

因此，目前光伏项目投资对个人资金的吸引力，整体而言，甚至相对银行存款也难有优势。

个人光伏市场的发展，可能还需要在商业模式上创新，或者通过与其他政策捆绑来增加收益，其投资可能才更具有吸引力。

比如，可以在有的地方，通过利用扶贫资金来投资建设光伏电站，借此使扶贫对象有可持续的收入来源，就不失为一种双赢的模式。

“吃螃蟹者”增多

近期，不断有个人建设光伏电站的报道见诸媒体。

来自陕西的媒体最近就报道称，该省汉中首家分布式光伏发电站项目成功并网发电。

据了解，该系统属于村民自购设备，并利用自家住宅屋面建设，总投资5万余元，由20块250瓦的多晶硅光伏组件和1台逆变器组成，发电容量为5千瓦。在光照充足的情况下，该光伏发电系统夏季平均每天发电30度、冬季15度，年发电量在6000度以上。

以此测算，上述电站需要近十年才能回本。

从政策面来看，不论是国家层面还是地方层面，均对个人屋顶项目持扶持态度。

国家能源局在分布式电站管理办法中就明确，鼓励各类电力用户、投资企业、专业化合同能源服务公司、个人等作为项目单位，投资建设和经营分布式光伏发电项目。并要求，对个人利用自有住宅及在住宅区域内建设的分布式光伏发电项目，由当地电网企业直接登记并集中向当地能源主管部门备案。

而在一些地方政府出台的政策中，扶持力度尤其是在简便手续方面，则更进了一步。

浙江绍兴有关方面就表示，对居民家庭分布式光伏发电项目原则上不需备案，但为了更好地开展并网服务，由供电企业对该类项目提供免费登记备案服务。在并网方面，将对家庭光伏发电系统实行一站式并网接入服务，建立简捷高效的并网服务体系。

不过，对于个人投资的家庭屋顶电站而言，虽然审核手续要较其他分布式项目更为简便，但最大的短板却在收益率方面。

粗略地来看，即便在一些自然资源较好的地区投资家庭光伏电站，每年所能获得的收益可能也就略高于银行存款。但在流动性以及安全性方面，10年左右才能回本、且收益还要受光照资源以及组件质量等影响的现实，却均要劣于前者。因此，整体而言，对个人资金不具备吸引力。

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商业模式的创新

基于此，个人屋顶光伏市场的发展，可能还需要在商业模式创新上下功夫，或者通过与其他政策捆绑来增加收益，使其投资更具有可比性。

安徽省金寨县就首创了利用扶贫资金投资家庭光伏电站的模式。金寨县今年首次用扶贫资金为贫困户建造光伏电站。目前，已建好的电站共有4户，一座电站的成本要2.5万元，县政府为每户出资2万元，贫困户自掏腰包5000元。

据了解，金寨县还将在3个月内为1000户贫困家庭安装光伏电站，相关建设正在紧锣密鼓地进行着。

金寨县扶贫办主任刘泽祥介绍说，以前通过养殖业、种植业脱贫，但因多种原因效果不佳。现在通过光伏发电项目脱贫，短期内就已经见到初步效果。

据介绍，此次扶贫资金所建光伏电站，余电上网后，加上补贴每度电可卖0.88元。根据目前的运行情况来看，扶贫户每年可以获得两千多元的收入。

与此同时，在电网方面，金寨供电公司也对该村线路进行了重新布局，包括更新和改造400伏线路1.2千米，使得农网改造工作与光伏电站建设工作同步完成。同时，该公司还专题研究了光伏发电对农村配电网的影响，并制定了相应的管控措施，以确保电网供电安全和用户的用电安全。

对此，有分析人士认为，安徽这种利用扶贫资金建设光伏电站的模式，确实不失为一种双赢的尝试。但对于类似项目，可能还需要涉及到农网改造等多个部门，对资源的统筹调动将是一个大的考验。

航禹太阳能：“布道”分布式

目前来看，分布式光伏并没有预想的那么火爆。

在国内较早涉足分布式光伏并提供一站式服务的航禹太阳能科技有限公司执行董事丁文磊看来，目前导致分布式进展缓慢的主要有以下几个因素：

一是在项目的审核方面，由于各地的流程不一样，且政策方面也存在不透明的地方，所以在项目的立项、并网等阶段所需要的手续比较繁琐，这影响了一些投资者的积极性。

“另外一点，就是光伏电站仍处于‘养在深闺人未识’的状态，除了行业内的从业者外，绝大部分人对其认识程度仍然有限，这限制了潜在投资者群体的扩大。所以，下一步应该加大对光伏电站相关知识的宣传和普及，以吸引更多的投资者来了解并关注这个行业。”

此外，制约中国分布式发展的其他因素，还包括融资难、收益低、屋顶资源相对稀缺等。

“以北京某1MW工业屋顶项目为例，如果自发自用比例为100%。在扣除后期的运维成本后，这个项目的全投资内部收益率（IRR）约为12.1%，7年可以收回全部投资成本。单以收益率而言已经不低，但要7年才会收回成本，则会对企业的资金带来压力。而如果通过银行贷款来解决初期资金的话，却又由于现在银行贷款期限最长的才5年，因此项目每年所产生的现金流并不能完全覆盖还款要求。”丁文磊进一步分析说。

不过，虽然目前的整体进展有些缓慢，但丁文磊对分布式光伏在中国的发展前景仍然充满信心。

“以山东临沂为例，光这一个市每年的外购电就高达180亿度，这是多么大的一个市场规模？从电力需求角度讲，分布式是绝对有发展前途的。”

而小型分布式项目在屋顶资源、融资等方面，较大型项目所面临的限制，也相对有所缓解。

“目前的投资者，除了行业内的从业者以及对光伏比较感兴趣的人外，还有一部分就是有一定闲置资金的人。如果未来能够持续吸引这些闲置资金的进入，对小型分布式项目的发展绝对是好消息。”丁文磊对记者表示。

此外，与大型电站另一个不同点，则是分布式光伏对EPC的成本控制能力要求更高。

所谓“麻雀虽小，五脏俱全。”小型分布式电站规模虽小，但与一些动辄数十兆瓦的大型电站一样，设计、施工等方面的流程却是一样也不能缺。尤其是因为受到规模的限制，对成本控制的要求实际上比大型电站还要更为严格。

“对于成本控制我们主要采取两种方式，一是在供应商的选择方面严格把关，主要选择那些能够长期供货、且具有较大知名度的品牌，这一方面是为了通过长期的供货协议降低一些成本，另外则是为电站后续运行考虑，以确保电站质量；二是在功差方面，全部要求为正功差。”丁文磊称。

最近，航禹太阳能再次推出一项新的增值服务，宣布为其全部分布式光伏发电项目客户免费提供3年期专属定制财产保险解决方案，此举无疑将大幅度提升分布式光伏发电项目运行的安全性、稳定性和持续性。

根据航禹太阳能的规划，今年总的市场规模将要达到5MW。

丁文磊表示，航禹太阳能的一站式服务模式，对于许多只能从各个渠道零碎地了解到分布式光伏投资知识的家庭业主而言，无疑是最好的解决方案。

作为较早涉足并专注分布式光伏业务的航禹太阳能，目前已经在山东、上海、深圳等地成功实施了多个项目，由此积累了较为丰富的户用光伏系统申报及集成经验。（张广明）

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国内分布式光伏市场之我见

尽管分布式光伏尚有诸多不足，但笔者相信，有政府的支持和先行者们的不懈努力，以上问题的解决只是时间问题。

通过多次卫星发射直播时，我们时常能听到“太阳能帆板”打开——这或许就是我们许多人此前对光伏发电的最初认识了。

实际上，光伏发电技术在上个世纪70年代就已经基本成熟了，只是由于成本居高不下而一直都没能走进普通人的生活。进入21世纪后，通过技术革命以及规模经济的降本效应，光伏发电正在以一种特别的方式慢慢进入平常百姓家，这就是“分布式光伏发电（Distributedphotovoltaicpowergeneration）”。

分布式光伏发电只是因为能源利用方式的不同，在概念上特别与“集中式光伏电站”相对应。它特指在用户场地附近建设，以用户侧自发自用、多余电量上网，且在配电系统平衡调节为特征的光伏发电设施，非常适合应用在城市、农村的居民住房屋顶以及工商业厂房闲置屋顶上。如此，每个加装了分布式光伏发电设施的屋顶，实际上变身为一个个小小的发电站。使得每家每户既是电力的消费者，同时也是电力的生产者。

这完全打破了我们只能用电不能卖电的常规概念。

国内的分布式光伏发电应用，肇始于2009年的“金太阳示范工程”及“金屋顶示范工程（光电建筑示范应用项目）”。截止到现在，两项工程共推进了4GW以上的分布式光伏发电示范项目。不过，随着今年6月30日上述政策的彻底退出，适用于新政策的分布式光伏发电项目将主宰中国分布式光伏发电应用领域的舞台。

尴尬的处境

为了推动国内分布式光伏发电应用的发展，自2012年起短短的两年时间以来，上至国务院，下至各地方政府，密集出台了一系列光伏政策。推动力度之大，羡煞其他产业。

不过，非常尴尬同时也非常值得深思的是，时至今日，无论是在电价较高的工商业屋顶，还是市场更为广阔的民用屋顶，分布式应用的推进真可谓举步维艰。

为了便于统一管理、集中示范，国家能源局于2013年8月公布了全国第一批分布式光伏发电示范园区名单。但我们遗憾的发现，18个示范区中至今开工者寥寥。

为什么概念上被炒得如此火热、申报时挤破了头的分布式，竟落得如此冷遇？

首先，是由于收益稳定性不佳。其原因在于，发电质量保障机制不足、屋顶业主合作动力不足、对国补资金及地方补贴到位信心不足、屋顶存续性及屋顶业主用电持续性的保障机制不足等。

其次，则是融资支持不到位。政策性银行——譬如国开行，落实“国能新能【312】文件”的力度不足。商业银行更是多处于观望状态，乃至对光伏以一刀切心态敬而远之。

笔者认为，这虽可理解为分布式在发展过程中必经的尴尬期，但其中一些问题还是透露出了我国在支持新能源发展中一贯存在的弊病，即多部门间协调不力、中央与地方没能形成共鸣、政策落实监管形同虚设等。

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政策的努力

不过，随着李克强总理多次表态支持国内光伏发电产业的发展，并推动简政放权等为新能源创造适宜环境的“顶层”措施，进入2014年以来，国内分布式的政策环境和融资环境都在逐渐走向明朗。

除了各地分布式光伏发电产业发展规划、落实“国八条”的地方实施细则以及各地的附加补贴政策在陆续出台外，各地方的光伏发电统贷平台的建设也在跟进，开发园区也在进行统一协调，电网企业也是一路绿灯，等等。

但这些解决方案仍需要细化再细化，只有在充分考虑各方利益及实际可操作性之后，市场才有可能在良好生态下逐步发展。

目前，分布式光伏发电项目的最大劣势依然是其高昂的发电成本，LCOE（度电成本核算）基本都在0.7-1元/kwh之间，相比光伏发电时段（早8点到下午4点左右）工商业正常用电加权平均价格（0.7-0.9元/kwh），价格优势也并不明显。即便加上国家给予的分布式补贴0.42元/kwh，项目的投资回报率也不是很高，投资收回年限基本都在6-8年左右。

而另一方面，尽管经历了前些年的大幅成本下降，10元/W上下的分布式光伏发电项目系统造价，相对还是较高。因此，成本继续下降仍然是光伏业急需解决的问题。但这要靠产业上下游的共同努力，要依靠持续不断的研发投入带来更低的制造成本和更高的发电效率。

商业模式要创新

对于第三方投资者来说，要保证项目在20-25年实现稳定的现金流，首先在确定项目所在屋顶时就要了解清楚屋顶业主用电负荷情况，并在设计上保证光伏峰值功率不超过业主光伏发电时段用电负荷谷值，这样就可确保自发自用比例达到最高。

不过，由于屋顶业主性质不同，业主的经营情况是不可控的，如果遭遇业主经营不善导致用电量急剧下降或干脆停产、破产，则其屋顶上的光伏系统所发电力将全部变为余量上网（即自发自用比例降为0%）。因此，在最新的政策中提到的允许在指定区域内实现直购电，也将对项目收益有着积极的影响。

分布式光伏发电项目要想获得最大的收益，所发电量实现自发自用是最重要的。如果只是屋顶业主自投自建，那就没有电费结算的问题了。

但如果是第三方投资，采用合同能源管理模式与屋顶业主合作分享收益，那就意味着屋顶业主应按月结付当期合同能源管理电价费用。但在中国特有的商业环境下，仅凭一纸合同能源管理协议，不足以控制电费结算风险，因此如何控制这方面的风险成为分布式光伏发电项目投资者心中最大的关注点。

目前，这方面的风险控制方法，有通过与保险公司合作设计相应的保险产品，也有通过集团母公司给予旗下子公司屋顶项目提供担保的形式，或者通过化整为零遵循大数法则的风险分散原理打包众多小型项目成为一个整体，或者通过地方政府背书，或者通过与屋顶业主合资的形式确保收益安全。

上述方法各有优劣，总之，只有找到合适自己的、合适分布式光伏发电特性的风险控制模式，才能确保收益稳定。

虽然说了很多分布式目前的尴尬处境，不过尽早暴露问题总比明明存在问题却隐藏起来要好得多。分布式的前景被大家看好的最大原因，就在于其比起集中式光伏电站拥有更广阔的市场和更持久的可持续发展前景。而“可持续”的前提，则是拥有一个坚固的商业模式、一个良好的生态环境。

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配套体系要跟上

作为分布式先行者，航禹太阳能一直坚定地认为，分布式一定会在中国会走出一道美丽的彩虹。

这不，上海市刚刚印发了《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法》，里面明确提出了分布式光伏发电项目究竟如何备案、如何并网、如何拿补贴、国补资金还能拿多长时间、多大力度的地方附加补贴、地方统贷平台将如何建设等。

可以说，上海给国内分布式的发展开了一个好头，无论是工商业分布式还是个人户用分布式，上海一定是全国的分布式突破口。随着分布式在上海形成良好的生态环境，亮眼的经济效应与社会效应一定会带动其他省市纷纷效仿，那时候我们就可以说，国内分布式的大时代来临了！

为了大时代的尽早来临，笔者在此也提出一些建议，希望通过我们共同的努力，寻找出一条适合我们中国的分布式发展之路。

希望包括国开行在内的融资机构尽快设计、推出针对分布式特性的贷款产品，尽快成立统贷机构，惠及大众。贷款产品在贷款年限上一定要放开，目前来看，8-10年比较适中。

可以考虑一部分分布式项目采取租赁业主屋顶、电力全部上网、给予分布式FIT上网电价的方式，将购售电关系简化成项目投资主体与电网企业之间简单的二者关系后，很多问题会迎刃而解。

希望尽快完善中央政府、地方政府、电网企业、银行、税务部门等多方之间的协调机制，落实分布式光伏发电项目（尤其是自然人户用分布式项目）的补贴结算周期（将按月结算落到实处），并尽快明确分布式补贴是否需要缴纳增值税。也希望各地的税务部门能够统一自然人分布式光伏发电项目的代开发票实施细则。

尽管分布式光伏尚有诸多不足，但笔者相信，有政府的支持和先行者们的不懈努力，以上问题的解决只是时间问题。我们相信，随着政策、融资环境等诸多条件的优化，以及光伏发电成本的逐渐下降，会有越来越多的朋友能够享受到光伏绿色电力带来的经济效益与社会效益。（作者为航禹太阳能科技有限公司执行董事）