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        在经历了较长时间的等待后，一系列具有实质性操作的分布式光伏政策进入出台的关键时期。据记者了解，自7月15日国务院正式下发《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》后，即要求与光伏产业发展密切相关部委在短期内拿出具体的实施细则。

        截至日前，财政部、发改委、能源局、住建部、工信部几大部委关于光伏分布式细则制定工作会议已经召开完毕。有消息称，光伏分布式补贴价格、国开行金融扶持政策、四类资源地区标杆电价、涉及国税总局退税以及土地性质问题等关键政策都将于这个月底陆续出台。

规模化发展力破困局

        当前对光伏发电的利用形式主要以分布式发电系统为主。国际上分布式光伏发电系统占光伏发电的比例达到67%左右，德国、美国、日本等发达国家的分布式光伏发电所占比例更是高达80%以上，与之相比，中国分布式光伏应用比例较低。据中国光伏产业联盟发布的数据显示，截至2012年，我国光伏发电累计建设容量7.97GW，其中大型光伏电站4.19GW，分布式光伏发电系统3.78GW，分布式发电比例约为47%。需要指出的是，此47%的比例中还涵盖了之前“金太阳”示范项目的总装机规模，与国外光伏分布式利用形式上也有所差别。但近期国家已经开始加快步伐，一系列动作意在破局国内分布式光伏应用滞后的现状。

        8月15日，有消息称国家能源局公布了“7省7市”的分布式光伏示范区的项目名单，意欲率先以规模化方式打开国内分布式应用市场。此次共有18个光伏应用示范项目获批，包括北京海淀、顺义;天津武清;河北高碑店;保定英利工业园;山东泰安高新区;淄博高新区;江苏无锡、南通;安徽合肥;广东三水工业园项目。

        民生证券新能源首席分析师王海生在接受记者采访时表示：“在获批的省市中，平均每个省市有1-2个项目，主要集中在光伏发展大省和工商业用电价格较高的东南部沿海地区。由于当地工商业用电价格多集中在0.9元/千瓦时-1.3元/千瓦时，加上国家0.42元/千瓦的补贴预期，具有明显的经济效益。”同时，他指出，首批分布式示范项目将可能优先享受到财政的补贴和较小的并网阻力。
“五大四小”继续观望

        从发展前景来看，尽管未来分布式光伏发电潜力巨大，但因其本身所具备“小而散”的特性，同时缺少有效的、成熟的合作模式以及客观存在的并网瓶颈，有行业专家表示仅依靠0.42元/千瓦的补贴预期，全面打开国内分布式光伏应用市场仍有难度。

        “这也是能源局选择先规模化、后市场化推进分布式光伏发电的主要原因。”王海生说，“规模化可以实现统一申报、统一管理，也可以提高后续的支持、认定、跟踪监管效率。今后能源局仅和开发区管委会直接对接即可，减少管理成本。”

        作为光伏电站开发主力的“五大四小”电力企业，显然对分布式光伏发电并未表现出由衷的热情。目前，虽有中电投黄河水电在分布式光伏领域“小试身手”，在西安建设了公司首个分布式太阳能光伏电站，但其规模仅为990千瓦，与动辄上百兆瓦的大型地面电站规模不可同日而语。

        据记者观察，在今年与“十二五”期间分别要完成10GW与35GW的装机目标，大型光伏地面电站仍将占据较大比例。而大型光伏电站1元/千瓦时补贴标准仍具有很强的吸引力。未来，“五大四小”电力企业在新能源领域发展重心仍在此，并将加快圈地与开发速度，对分布式光伏市场将继续保持“观望”。这从几大电力公司对青海2013年大型光伏电站1GW“路条”的争夺中也可见一斑。据青海省最新成立的“青海太阳能发电行业协会”数据显示，目前该协会会员企业已达41家，还有多家光伏企业仍在继续申请中。而今年青海省内1GW装机规模的“路条”发放将均衡这些企业利益。目前，一些大型电力企业收获颇丰。其中，中电投黄河水电一家斩获320兆瓦的项目开发权，中广核获得100兆瓦左右项目开发权。其他几十家企业将瓜分剩余份额，拿到的规模多为20兆瓦-30兆瓦。

市场启动前路漫漫

        一面是国家政策的力推，一面是实施中具体困难，国内分布式市场“破局”仍需时日。其中，项目初始资金融资、电站开发合作模式缺失、屋顶资源稀缺等问题均是分布式光伏市场启动首先需要面对的。

        某电力相关负责人在接受记者采访时表示：“分布式项目规模小而散，投资风险却非常大。同时需要企业在寻找项目上耗费大量的人力、物力，在电站建成后又面临与电网的沟通问题，这些阻力都足以让投身分布式光伏电站建设的企业望而却步。”

        国家发改委能源研究所研究员王斯成在接受记者采访时也表示：“在分布式启动之前，工商业屋顶已经过4轮‘金太阳’示范工程的筛选，目前适合安装光伏电站的屋顶已不多见。而新建工商业厂房多为彩钢板结构，加装光伏组件必须对屋顶进行改造。”

        SOLARBUZZ新能源高级分析师韩启明说：“按照现在的价格，光伏系统成本在8元/瓦左右，如果涉及改造屋顶的成本，系统安装成本将提高到9元-10元/瓦。”

        屋顶改造成本高企，融资、合作模式、并网则更是十分迫切解决的问题。一些企业向记者抱怨：“现在分布式光伏项目即使有0.42元/千瓦时的补贴预期，银行仍认为风险过大而拒绝贷款。投资一个分布式光伏项目需要开发企业少则几亿、多则上百亿的100%启动资金，这一做法本身就是不现实的。”

        “0.42元/千瓦时的补贴预期也的确不足以支撑银行贷款评估，其中缺少成熟的合作模式也是其主要原因之一。”上述电力企业人员说，“8%-9%的投资收益率是企业可以接受的，但前提是在没有风险的情况下。现在企业间合作多采用合同能源管理模式，一旦用电业主倒闭或并网不畅，都将使投资方陷入巨大的投资风险中。”

        目前，合同能源管理模式在我国极为不成熟，风险比较大。王斯成也屡屡唏嘘：“在中国不要用合同能源管理模式，纠纷太多、问题太复杂。”

        另外，上网是另一个重大问题。尽管国网屡次表态积极支持分布式并网。但对于目前着力在新开发区、新小区项目，建设微网无疑是其一步到位的最佳选择，但微网是否合法、是否加储能设备，至今都未获政府的明确表态。

       “今年中国分布式占比47%，远远低于欧洲比例，但明年将超过60%。当下分布式光伏电站‘破局’阻力众多，但前景光明广阔。”王海生说。