我国分布式光伏市场开发进展仍缓慢

　　但是，半年过去，业界却难掩失望，分布式光伏市场开发仍然进展缓慢，发改委制定的8GW目标很可能难以完成。究其原因，还是目前的政策存在各种不足，仍然无法解除投资者对光伏投资的顾虑。

　　作为“中国自建光伏电站第一人”，从2011年起，我就开始了光伏创业的尝试。结合这几年的实践来看，目前发展分布式光伏的主要问题有这些：

　　第一，补贴力度不足，缺乏投资吸引力

　　目前分布式采用自发自用，外加度电补贴的方式。普通居民电价0.5元/度，加上补贴0.42元/度，光伏发电每度电收益共0.92元。按照这个补贴电价标准，投资回报大约需要9年。实际上，一般业主光伏发电做不到100%自用，多余电量并网后按0.38元/度(脱硫煤电价)卖给国家电网，投资回报期就更长一些。对普通居民来说，这样的分布式光伏补贴没有太大吸引力。

　　第二，自发自用，发电结算风险较大

　　对于工商业屋顶来说，工业电价1元，加上补贴0.42元，光伏发电每度电收益共1.42元，这样算来，投资回报只需6年，内部收益率为12.5%。这个回报还比较有吸引力，至少可以接受。

　　但是中国很多工厂企业的寿命不过5-8年，6年内屋顶业主是否能够保持正常经营能力，光伏发电电费是否能够收回，这其中存在一定的风险。如果不到6年，房屋就被拆迁或改做他用，投资者的收益就难以保障。

　　第三，并网手续复杂，并网风险仍然存在

　　2012年，国家电网就发布了鼓励分布式并网的政策，但在各地实际执行中，我们发现各地供电局对国网并网政策掌握松紧不一，解读不一致。尤其在房屋产权、建设资质要求上有的过于严格，人为抬高了并网成本和门槛，打消了投资人的积极性。另外，并网手续过于复杂，仍有待简化。

　　针对这些问题，我认为最优解决办法就是尽快推出中国的分布式光伏上网电价政策(Feed-in-Tariff，FIT。

　　在欧洲和北美，光伏发展领先的国家都有明确的FIT政策，以鼓励太阳能发电的科技研发、项目开发和广泛应用。这些规定在有些国家已成为法律义务。通过补贴太阳能发电成本与常规上网电价的差额，使技术尚未成熟和开发运营成本仍然较高的太阳能供电项目能够有长期稳定的合理回报，从而吸引投资，推动整个行业的快速发展。

　　中国在2013年虽推出了光伏上网标杆电价政策，但是只针对地面集中式光伏电站，对分布式并不适用，对分布式发电实行的按照发电量补贴的政策。推出分布式光伏上网电价政策，有诸多好处：

　　其一，业主直接和电网结算光伏电费，解决结算风险问题。

　　屋顶光伏电站发电首先全部上传，按照上网电价卖给国家电网，比如1元/度，业主用电再从电网正常购电即可。电站投资者直接和电网结算发电电费，就避开了业主的持续经营能力的风险问题。

　　其二，减少结算环节

　　光伏上网电价本身就含了补贴，这样就不需要去分别计算上网电费和度电补贴了，减少了结算环节，提高效率，方便业主。

　　上网电价的有效性已被欧美所证明。德国是“上网电价法”首先对光伏发电开放的国家，政府规定电网公司必须无条件地高价优先收购光伏发电，再由财政对全国电网进行分摊补贴。德国法案的基本原则是1.强制入网，2.全部收购，3.规定电价，4.逐年递减。这就彻底解决了困扰分布式光伏发电的入网问题，为光伏业主提供了有保障的投资回报，极大地推动德国光伏市场的发展。

　　分布式光伏上网电价，在中国的应用是有法律基础的。早在09年，中国就颁布了《可再生能源法修正案》，其中第14条规定：“实行可再生能源发电全额保障性收购”;第21条规定：“电网企业依照本法第十九条规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿。”

　　近些年来，中国的环境问题越来越严重，节能减排、发展清洁能源的日益紧迫。政府真要支持分布式光伏发展，现在是远从德国取回真经的时候了，应该尽快推出强制光伏上网电价政策。我认为，这一政策应该具备以下几个特点：

　　1.所有光伏发电电网强制并网，没有商量;

　　2.产能过剩全额收购，没有电站的大小门槛，不要求自发自用;

　　3.设定年度装机上限，先到先得，项目6MW以下无需审批(只要发电符合并网标准)，改为备案制;

　　4.上网电价按地区分为西部、中部、东部，执行三个地区统一电价。由于中国国土面积比德国大很多，地理条件更复杂，不能全国统一执行一个上网电价，而是要根据各区域光辐照资源划分为三个上网电价，上网电价逐年下调。

　　5.上网电价随光伏电站的规模增加而递减，也就是规模越大的电站，上网电价越低。目的是鼓励分布式小型电站，抑制大型集中式地面电站的建设。