分布式扶持政策彰显发展决心，趋于完善存诸多亮点

  分布式正式稿在讨论意见稿的基础上，进一步完善了分布式项目备案、并网、电费结算、收益兜底、融资和监管等诸多问题，主要亮点包括：

（1）重申分布式发电在能源革命中的战略地位。表明国家坚定支持分布式的决心，可以预期后续将出台系列操作细则，政策不断加码是大势所趋。【正式稿新增部分】

（2）放开分布式项目配额。要求“当项目建设规模受指标限制时，能源局及时解决或向国家能源局申请追加规模指标”，有效解决部分优质地区（高电价、日照条件好、地方配套高补贴、自发自用有保证）的分布式项目备案规模供不应求的情况，有助于优质项目突破配额量的限制。同时，允许示范区的分布式项目按照“先备案、后追加规模指标”，有助于缩短项目审批流程，加快优质项目的建设和运营。【正式稿新增部分】

（3）兜底项目收益。明确分布式项目在备案时可自有选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种，同时允许执行“自发自用、余电上网”模式的项目在无法保证自发自用比例的情况下转为“全额上网”模式，兜底8% IRR（政策调整前，0%自发自用比例仅3% IRR），这是解决银行贷款对分布式谨慎以及分布式电站实现资产证券化的重要基础。【与征求意见稿一致，符合预期】

（4）拓宽分布式项目范畴。把在地面或利用农业大棚等无电力消费设施建设的项目纳入分布式发电规模指标并执行标杆电价，这些项目将不占用地面电站路条指标，有利于分布式项目在短期快速上量。【与征求意见稿一直，符合预期】

（5）再次强调鼓励示范区内的就近转售电。明确电价由供用电双方协商，电网企业负责输电和电费结算。如果就近转售电政策能在所有分布式项目中推广，理论上分布式电站的自发自用比例可以达到100%，项目的投资回报率很高，解决了自发自用比例波动导致的项目收益率不确定的风险。【比征求意见稿力度更大】

（6）鼓励创新分布式项目融资，探索证券化，鼓励对“四有企业”实行封闭贷款。重点突出了“采用灵活贷款担保方式，探索以项目售电收费权和项目资产为质押的贷款机制”，即鼓励分布式电站的资产证券化。鼓励银行等金融机构与地方政府合作分布式项目的融资服务平台，拓宽分布式项目的融资渠道，更核心的在于鼓励对“四有企业”实行封闭贷款，对布局分布式领先的龙头企业形成利好。【比征求意见稿力度更大】

（7）加强并网和监管。要求电网及时并网和收购分布式发电的电量，态度更加强硬。如电网公司未按照规定接入和收购光伏发电的电量，按照《可再生能源法》第二十九条规定承担法律责任。政策执行后，分布式并网将不再是问题。【比征求意见稿力度更大】

维持行业增持评级，继续推荐电站运营和单晶硅两条主线。我们本轮的推荐逻辑上升为“分布式将成为国家能源战略要点，目前处于快速启动的初期“，正式稿下发后有效解决分布式发展存在的诸多问题，预计后续细则政策持续出台+保险接入+地方配套补贴将形成合力，解决分布式的推广难题。分布式预期将持续向好，看好两条投资主线，一是下游电站环节，首推运营模式，特别是已布局分布式运营的公司，维持爱康科技、林洋电子和阳光电源增持评级，江苏旷达和彩虹精化受益。二是单晶硅路线，单晶替代多晶是大势所趋，目前单晶相比多晶的性价比优势逐渐体现出来，随着分布式的启动，国内单晶替代多晶将迎来拐点，维持隆基股份增持评级。

《国家能源局关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》（国能新能[2014]406号文）

各省（区、市）发展改革委（能源局）、新疆生产建设兵团发展改革委，各派出机构，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力（集团）有限公司，华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团、中国电力投资集团、神华集团公司、国家开发投资公司、中国节能环保集团公司、中国广核集团公司，水电水利规划设计总院、电力规划设计总院：

《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发[2013]24号）发布以来，各地区积极制定配套政策和实施方案，有力推动了分布式光伏发电在众多领域的多种方式利用，呈现出良好发展态势。但是各地区还存在不同程度的政策尚未完全落实、配套措施缺失、工作机制不健全等问题。为破解分布式光伏发电应用的关键制约，大力推进光伏发电多元化发展，加快扩大光伏发电市场规模，现就进一步落实分布式光伏发电有关政策通知如下：

一、高度重视发展分布式光伏发电的意义。光伏发电是我国重要的战略性新兴产业，大力推进光伏发电应用对优化能源结构、保障能源安全、改善生态环境、转变城乡用能方式具有重大战略意义。分布式光伏发电应用范围广，在城乡建筑、工业、农业、交通、公共设施等领域都有广阔应用前景，既是推动能源生产和消费革命的重要力量，也是促进稳增长调结构促改革惠民生的重要举措。各地区要高度重视发展分布式光伏发电的重大战略意义，主动作为，创新机制，全方位推动分布式光伏发电应用。

点评：第一部分是讨论意见稿里没有的，正式稿重申分布式发电在能源革命中的战略地位，表明国家坚定支持分布式的决心。基于自上而下强推的逻辑，下半年有望陆续出台各种细则政策。同时，如果正式稿出台后，分布式推广还比较慢，后续政策支持力度会不断加强。从目前时点往后看，分布式的预期只会更好，不会更差。

二、加强分布式光伏发电应用规划工作。各地区要将光伏发电纳入能源开发利用和城镇建设等相关规划，省级能源主管部门要组织工业企业集中的市县及各类开发区，系统开展建筑屋顶及其他场地光伏发电应用的资源调查工作，综合考虑屋顶面积、用电负荷等条件，编制分布式光伏发电应用规划，结合建设条件提出年度计划。各新能源示范城市、绿色能源示范县、新能源应用示范区、分布式光伏发电应用示范区要制定分布式光伏发电应用规划，并按年度落实重点建设项目。优先保障各类示范区和其它规划明确且建设条件落实的项目的年度规模指标。

三、鼓励开展多种形式的分布式光伏发电应用。充分利用具备条件的建筑屋顶（含附属空闲场地）资源，鼓励屋顶面积大、用电负荷大、电网供电价格高的开发区和大型工商企业率先开展光伏发电应用。鼓励各级地方政府在国家补贴基础上制定配套财政补贴政策，并且对公共机构、保障性住房和农村适当加大支持力度。鼓励在火车站（含高铁站）、高速公路服务区、飞机场航站楼、大型综合交通枢纽建筑、大型体育场馆和停车场等公共设施系统推广光伏发电，在相关建筑等设施的规划和设计中将光伏发电应用作为重要元素，鼓励大型企业集团对下属企业统一组织建设分布式光伏发电工程。因地制宜利用废弃土地、荒山荒坡、农业大棚、滩涂、鱼塘、湖泊等建设就地消纳的分布式光伏电站。鼓励分布式光伏发电与农户扶贫、新农村建设、农业设施相结合，促进农村居民生活改善和农业农村发展。对各类自发自用为主的分布式光伏发电项目，在受到建设规模指标限制时，省级能源主管部门应及时调剂解决或向国家能源局申请追加规模指标。

点评：（1）正式稿再次提及鼓励地方政府出台配套补贴，目前上海补贴企业0.25元/kwh、个人0.40元/kwh（5年），浙江补贴0.10元/kwh（10年），合肥0.25元/kwh。以浙江补贴额度为例，提升无杠杆IRR 1%，加杠杆IRR 2.2%，提升的IRR能部分对冲分布式电站运营的风险，有利于项目推广。我们预计下半年江苏、山东、陕西和石家庄等地的地方配套补贴将出台，（2）正式稿新增“项目建设规模受指标限制时，能源局及时解决或向国家能源局申请追加规模指标”，有效解决部分优质地区（高电价、日照条件好、地方配套高补贴、自发自用有保证）的分布式项目备案规模供不应求的情况，使其规模发展不局限于指标的限制，有利于分布式快速放量。

四、加强对建筑屋顶资源使用的统筹协调。鼓励地方政府建立光伏发电应用协调工作机制，引导建筑业主单位（含使用单位）自建或与专业化企业合作建设屋顶光伏发电工程，主动协调电网接入、项目备案、建筑管理等工作。对屋顶面积达到一定规模且适宜光伏发电应用的新建和改扩建建筑物，应要求同步安装光伏发电设施或预留安装条件。政府投资或财政补助的公共建筑、保障性住房、新城镇和新农村建设，应优先考虑光伏发电应用。地方政府可根据本地实际，通过制定示范合同文本等方式，引导区域内企业建立规范的光伏发电合同能源管理服务模式。地方政府可将建筑光伏发电应用纳入节能减排考核及奖惩制度，消纳分布式光伏发电量的单位可按折算的节能量参与相关交易。鼓励分布式光伏发电项目根据《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》参与国内自愿碳减排交易。

点评：该部分与征求意见稿基本一致，一方面通过地方政府引导区域企业规范光伏发电合同能源管理服务模式，有利于分布式PPA模式的完善；另一方面，消纳分布式发电量折算节能量参与碳排放交易，将给分布式运营商带来额外收益，有利于提高各路资金参与投资分布式的积极性。

五、完善分布式光伏发电工程标准和质量管理。加强光伏产品、光伏发电工程和建筑安装光伏发电设施的安全性评价和管理工作，对载荷校核、安装方式、抗风、防震、消防、避雷等要严格执行国家标准和工程规范。并网运行的光伏发电项目和享受各级政府补贴的非并网独立光伏发电项目，须采用经国家认监委批准的认证机构认证的光伏产品。建设单位进行设备的采购招标时，应明确要求采用获得认证的光伏产品，施工单位应具备相应的资质要求。各地区的市县（区）政府要建立建筑光伏发电应用的统筹协调管理工作机制，加强分布式光伏发电项目的质量管理和安全监督。各级地方政府不得随意设置审批和收费事项，不得限制符合国家标准和市场准入条件的产品进入本地市场，不得向项目单位提出采购本地产品的不合理要求，不得以各种方式为低劣产品提供市场保护。

点评：该部分与征求意见稿基本一致。完善分布式电站的工程标准和质量管理，有利于降低电站质量问题引发的快速衰减、发电量不达预期的风险，减小运营商的收益率风险，是光伏电站未来实现资产证券化的重要基础之一。（另一个基础来自保险推出的发电量保险产品）

六、建立简便高效规范的项目备案管理工作机制。各级能源主管部门要抓紧制定完善分布式光伏发电项目备案管理的工作细则，督促市县（区）能源主管部门设立分布式光伏发电项目备案受理窗口，建立简便高效规范的工作流程，明确项目备案条件和办理时限，并向社会公布。鼓励市县（区）政府设立“一站式”管理服务窗口，建立多部门高效协调的管理工作机制，并与电网企业衔接好项目接网条件和并网服务。对个人利用住宅（或个人所有的营业性建筑）建设的分布式光伏发电项目，电网企业直接受理并网申请后代个人向当地能源主管部门办理项目备案。

七、完善分布式光伏发电发展模式。利用建筑屋顶及附属场地建设的分布式光伏发电项目，在项目备案时可选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式。“全额上网”项目的全部发电量由电网企业按照当地光伏电站标杆上网电价收购。已按“自发自用、余电上网”模式执行的项目，在用电负荷显著减少（含消失）或供用电关系无法履行的情况下，允许变更为“全额上网“模式，项目单位要向当地能源主管部门申请变更备案，与电网企业签订新的并网协议和购售电合同，电网企业负责向财政部和国家能源局申请补贴目录变更。在地面或利用农业大棚等无电力消费设施建设、以35千伏及以下电压等级接入电网（东北地区66千伏及以下）、单个项目容量不超过2万千瓦且所发电量主要在并网点变电台区消纳的光伏电站项目，纳入分布式光伏发电规模指标管理，执行当地光伏电站标杆上网电价，电网企业按照《分布式发电管理暂行办法》的第十七条规定及设立的“绿色通道”，由地级市或县级电网企业按照简化程序办理电网接入并提供相应并网服务。

点评：明确分布式项目在备案时可自有选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种，同时允许执行“自发自用、余电上网”模式的项目在无法保证自发自用比例的情况下转为“全额上网”模式，兜底8% IRR（政策调整前，0%自发自用比例仅3% IRR），这是解决银行贷款对分布式谨慎以及分布式电站实现资产证券化的重要基础。同时，政策把在地面或利用农业大棚等无电力消费设施建设的项目纳入分布式发电规模指标并执行标杆电价，这些项目将不占用地面电站路条指标，有利于分布式项目在短期快速上量。

八、进一步创新分布式光伏发电应用示范区建设。继续推进分布式光伏发电应用示范区建设，重点开展发展模式、投融资模式及专业化服务模式创新。在示范区探索分布式光伏发电区域电力交易试点，允许分布式光伏发电项目向同一变电台区的符合政策和条件的电力用户直接售电，电价由供用电双方协商，电网企业负责输电和电费结算。鼓励示范区政府与银行等金融机构合作开展金融服务创新试点，通过设立公共担保基金、公共资金池等方式为本地区光伏发电项目提供融资服务。各省级能源主管部门组织具备条件的地区提出示范区实施方案报国家能源局，国家能源局会同有关部门研究确定有关政策条件后指导示范区组织实施。对示范区内的分布式光伏发电项目（含就近消纳的分布式光伏电站），可按照“先备案，后追加规模指标”方式管理，以支持示范区建设持续进行。

点评：正式稿再次重点强调鼓励示范区内的就近转售电，并明确电价由供用电双方协商，电网企业负责输电和电费结算。如果就近转售电政策能在所有分布式项目中推广，理论上分布式电站的自发自用比例可以达到100%，项目的投资回报率很高，解决了自发自用比例波动导致的项目收益率不确定的风险。相比征求意见稿，正式稿加大了对示范区的支持力度，允许示范区的分布式项目按照“先备案、后追加规模指标”，有助于缩短项目审批流程，加快优质项目的建设和运营。

九、完善分布式光伏发电接网和并网运行服务。在市县（区）电网企业设立分布式光伏发电 “一站式”并网服务窗口，明确办理并网手续的申请条件、工作流程、办理时限，并在电网企业相关网站公布。对法人单位申请并网的光伏发电项目，电网企业应及时出具项目接入电网意见函，在项目完成备案后开展相关配套并网工作，对个人利用住宅（或个人所有的营业性建筑）建设的分布式光伏发电项目，电网企业直接受理并及时开展相关并网服务。电网企业应按规定的并网点及时完成应承担的接网工程，在符合电网运行安全技术要求的前提下，尽可能在用户侧以较低电压等级接入，允许内部多点接入配电系统，避免安装不必要的升压设备。项目单位和电网企业要相互配合，如对接网方式存在争议，可申请国家能源局派出机构协调。电网企业提供的电能计量表应可明确区分项目总发电量、“自发自用”电量（包括合同能源服务方式中光伏企业向电力用户的供电量）和上网电量，并具备向电力运行调度机构传送项目运行信息的功能。

点评：该部分与征求意见稿基本一致。政策完善并网流程，有利于分布式减小限电和未及时入网的风险，解决运营商的后顾之忧。同时弱化电网体系或与电网有合作关系的运营商的优势，未来分布式运营商的核心竞争力体现在项目选择、融资能力、商业模式创新等。我们预计后续针对分布式并网的细化政策有望推出。

十、加强配套电网技术和管理体系建设。各级电网企业在进行配电网规划和建设时，要充分考虑当地分布式光伏发电的发展潜力、规划和建设情况，采用相应的智能电网技术、配置相应的安全保护和运行调节设施。对分布式光伏发电规模大的新能源示范城市、绿色能源示范县、分布式光伏发电应用示范区，应同步制定相应的智能配电网建设方案，建设双向互动、控制灵活、安全可靠的配电网系统。建立包含分布式光伏发电功率预测和实时运行监测等功能的配电网运行信息管理系统，开展需求侧响应负荷管理，对区域内的分布式光伏发电实现实时动态监控和发输用一体化控制。鼓励探索微电网技术并在相对独立的区域应用，提高局部电网接纳高比例分布式光伏发电的能力。

十一、完善分布式光伏发电的电费结算和补贴拨付。各电网企业按月（或双方约定）与分布式光伏发电项目单位（含个人）结算电费和转付国家补贴资金，要做好分布式光伏发电的发电量预测，按分布式光伏发电项目优先原则做好补贴资金使用预算和计划，保障分布式光伏发电项目的国家补贴资金及时足额转付到位。电网企业应按照有关规定配合当地税务部门处理好购买分布式光伏发电项目电力产品发票开具和税款征收问题。对已备案且符合年度规模管理的项目，电网企业应做好项目电费结算和补贴发放情况的统计，并按要求向国家和省级能源主管部门及国家能源局派出机构报送相关信息。项目并网验收后，电网企业代理按季度向财政部和国家能源局上报项目补贴资格申请。

点评：该部分与征求意见稿基本一致。电网企业按月（或双方约定）及时结算电费并转付国家补贴，有利于运营商现金流的明确和稳定。关于运营商与业主的电费结算问题，预计后续有细化政策进行完善。

十二、创新分布式光伏发电融资服务。鼓励银行等金融机构结合分布式光伏发电的特点和融资需求，对分布式光伏发电项目提供优惠贷款，采取灵活的贷款担保方式，探索以项目售电收费权和项目资产为质押的贷款机制。鼓励银行等金融机构与地方政府合作建立分布式光伏发电项目融资服务平台，与光伏发电骨干企业建立银企战略合作关系，探索对有效益、有市场、有订单、有信誉的“四有企业”实行封闭贷款。鼓励地方政府结合民生项目对分布式光伏发电提供贷款贴息政策。鼓励采用融资租赁方式为光伏发电提供一体化融资租赁服务，鼓励各类基金、保险、信托等与产业资本结合，探索建立光伏发电投资基金，鼓励担保机构对中小企业建设分布式光伏开展信用担保，在支农金融服务中开展支持光伏入户和农业设施光伏利用业务。建立以个人收入等为信用条件的贷款机制，逐步推行对信用度高的个人安装分布式光伏发电设施提供免担保贷款。

点评：融资难是分布式推广不利的因素之一，正式稿再次重点提及分布式融资问题，重点突出了“采用灵活贷款担保方式，探索以项目售电收费权和项目资产为质押的贷款机制”，即鼓励分布式电站的资产证券化。鼓励银行等金融机构于地方政府合作分布式项目的融资服务平台，拓宽分布式项目的融资渠道，更核心的在于鼓励对“四有企业”实行封闭贷款，对布局分布式领先的龙头企业，如爱康科技、林洋电子的融资形成利好。

十三、完善产业体系和公共服务。通过市场机制培育分布式光伏发电系统规划设计、工程建设、评估认证、运营维护等环节的专业化服务能力。鼓励技术先进、投资能力强、经营规范的企业按照统一标准规范开展项目设计、施工、建设、管理及运营一体化服务，建立网络化的营销和技术服务体系。完善光伏发电工程设计、施工和运行维护的从业资格认证制度，健全相关从业机构和企业的资信管理体系。建立光伏产业监测和预警机制，及时发布技术、市场、产能、质量等信息和预警预报，引导行业理性健康发展。

十四、加强信息统计和监测体系建设。国家能源局建立并完善覆盖光伏发电项目备案、接网申请、建设进度、并网容量、发电量、利用方式等情况的信息管理系统，委托国家可再生能源信息管理中心（依托中国水电水利规划设计总院）管理。各市县（区）能源主管部门按月在信息管理系统填报项目备案情况，各省级能源主管部门及时督促并汇总，国家能源局派出机构及时查询跟踪情况。国家电网公司、南方电网公司等电网企业按月进行接网申请、并网容量、发电量信息、电费结算、补贴发放等情况的信息统计，按月报送国家能源局并抄送国家可再生能源信息管理中心。各省级能源主管部门按季度在信息管理系统报送项目备案、建设和运行的汇总信息，按半年、全年向国家能源局上报发展情况的总结报告。国家可再生能源信息管理中心按季度、半年、全年向国家能源局报送全国光伏发电统计及评价报告。

十五、加强政策落实的监督检查和市场监管。国家能源局派出机构会同地方能源主管部门等加强分布式光伏发电相关国家和地方政策落实的监督检查。国家能源局派出机构负责对分布式光伏发电的并网安全进行监管，电网企业应配合做好安全监管的技术支持工作。建立对电网企业的接网服务、接入方案、并网运行、电能计量、电量收购、电费结算、补贴资金发放各环节进行全程监管的工作机制。加强对分布式光伏发电合同能源服务以及电力交易的监管，相关方发生争议时，可向国家能源局派出机构申请协调，也可通过12398举报投诉电话反映，国家能源局派出机构应会同当地能源主管部门协调解决。如电网公司未按照规定接入和收购光伏发电的电量，按照《可再生能源法》第二十九条规定承担法律责任。国家能源局派出机构会同省级能源主管部门对分布式光伏发电开展专项监管，按半年、全年向国家能源局上报专项监管报告，并以适当方式向社会公布，发现重大问题及时上报。

点评：相比征求意见稿，正式稿要求电网及时并网和收购分布式发电的电量，态度更加强硬。可以预期，正式稿实行后，分布式电站的并网和向电网售电将不再是问题。同时，加强监管将使电网企业在接网服务、接入方案、并网运行、电能计量、电量收购、电费结算、补贴资金发放各环节的执行更加到位，有利于分布式光伏的长期健康发展。