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         隨著中國光伏產業的迅速崛起，中國已成為全球最大的太陽能電池生產國。而受歐債危機、美國“雙反”終裁落地、歐盟“雙反”立案、國內光伏產能嚴重過剩等因素影響，中國光伏產業發展正經歷著內憂外患的雙重壓力。國內光伏產業過度依賴出口，在國外市場持續低迷及貿易摩擦不斷的情況下，快速并大力發展國內光伏市場是保證中國光伏產業健康可持續發展的關鍵所在。這其中，分布式光伏發電有著廣闊的市場前景，并將成為破解當前光伏應用困局的有效途徑。

原則性政策頻出使方向明確

       一系列政策的扶持，極大增強了國內光伏企業發展分布式的信心，我國分布式光伏電站開發迎來了前所未有重大機遇。

       為啟動國內光伏市場，財政部、工業和信息化部、商務部、國家能源局等多部門出臺了一系列扶持產業發展的利好政策。尤其是金太陽示范工程、光伏建筑一體化、分布式光伏發電等光伏應用扶持政策的持續出臺和實施，以及電網環境的不斷改善，國內光伏市場即將迎來由外需為主向內外需并重的格局轉變。國家能源局最新公布的《太陽能發電發展“十二五”規劃》將2015年太陽能發電發展目標從10GW大幅提高到21GW;并在《關于申報分布式光伏發電規模化應用示范區的通知》文件中，啟動迄今為止國內最大的光伏項目，即在每個省建設500MW的分布式光伏規模化應用示范區;同時，國家能源局、科技部、財政部等在2012年再次啟動了共約4.54GW裝機容量的金太陽示范工程。這些政策極大增強了國內光伏企業發展分布式的信心，我國分布式光伏電站開發迎來了前所未有的重大機遇。

       并網環節一直是制約國內分布式光伏發電應用發展的主要問題。2012年7月，國家電網提出要“歡迎、支持、服務”分布式光伏發電并網，并在2012年10月26日發布了《關于促進分布式光伏發電并網管理工作的意見》，通過優化并網流程、簡化并網程序、提高服務效率積極支持分布式光伏發電快速發展。上述《意見》明確落實了以下工作：

(1)支持分布式光伏發電并網，不強制升壓，單個并網點裝機容量不超過6MW，380V接入時免簽調度協議;

(2)承諾全額收購富余電力，上、下網電量分開結算，電價執行國家相關政策;

(3)分布式光伏發電項目免收系統備用容量費，免收接入方案設計、并網調試檢測、項目評審驗收及其他咨詢費用;

(4)并網權限下放到地市公司，辦理周期約45個工作日;

(5)分布式光伏接入引起的公共電網改造，以及接入公共電網的接網工程全部由電網承擔。

       統一電價和補貼不到位也是企業和投資者缺乏電站開發積極性的重要原因。由于國內各地光照資源條件存在差異導致光伏發電成本不同，一直以來的“一刀切”上網電價本身不具合理性，且使得企業無法對收益和風險進行預估。另外，光伏補貼主要是來自于可再生能源附加補助資金，如今高達300億元的資金缺口導致很多項目無法拿到補貼。可喜的是，2012年12月19日召開的國務院常務會議研究制定了促進光伏產業健康發展的政策措施，其中首次提出按照資源條件確定光伏電站分區域上網標桿電價，并完善中央財政資金支持光伏發展的機制，即財政部將對光伏電站建設補貼予以支持，并根據成本變化對上網電價和補貼標準進行合理調減。會議還明確對光伏電站項目執行與風電相同的增值稅優惠，鼓勵單位、社區和家庭安裝、使用光伏發電系統，這些都為分布式光伏電站大規模開發提供了政策保障。
操作性規章缺失致落地困難

       雖然國家出臺了一系列利好政策，但在管理體制、技術標準、商業模式等方面的問題也使得我國分布式光伏發電的規模化應用存在諸多困難。

       我國分布式光伏發電處于起步階段，雖然國家出臺了一系列利好政策，但發展初期在管理體制、技術標準、商業模式等方面的問題也使得其規模化應用存在諸多困難。

       去年年底，北京出現首個個人申請分布式光伏發電并網遭遇政策障礙的實例。原因是目前出臺的一些政策多為原則性政策，可操作性不強，制約著發電并網的落實。因此，與當前政策配套的具體實施細則亟待盡快出臺，包括分布式發電管理、質量控制措施、電網接入審批程序、電價補貼標準、實施過程中的利益分配等在內的諸多細節問題仍需進一步明確。

       首先，在中國，由于水電等成本較低，光伏發電尚不具經濟性，必須通過國家補貼來拉動。那么如何對電站進行補貼，是初裝投資補貼還是度(千瓦時)電補貼?是凈電量補貼還是總電量補貼?補貼的額度有多少?補貼期限有多長?補貼如何發放?這些問題都將影響企業和投資者的電站開發積極性。另外，針對先前補貼不到位的問題，很多企業對政策是否能真正落實持懷疑和觀望態度。因此，針對落實補貼的配套管理問題亟待解決。

       其次，缺乏統一和高質量的標準也將影響我國分布式光伏發電的發展前景。相比美國、德國、日本等國，我國在分布式光伏發電并網技術標準方面還比較欠缺，已發布的標準要求較低，目前只有《光伏系統并網技術要求》和《光伏系統電網接入特性》兩個國標文件，有關設備規范、設計、測試、運行控制、監控等方面的行標和國標的制定工作亟須啟動，并需廣泛開展國際合作，借鑒國外的成熟模式，避免盲目投資、盲目建設。

       再次，商業模式也是影響分布式光伏發電應用的重要方面。目前歐洲主要采取“上網電價、統購統銷”模式，電網公司以高電價收購光伏電站電量，國家補貼差價;美國主要采取“凈電量計量”模式，電表以“反轉”的方式計量凈用電數，交易簡單。我國對分布式發電示范園區項目采取“自發自用+電價補貼”的模式，即對于自用電量給以固定電價補貼，而反送到電網的光伏電量，電網按照燃煤脫硫電價收購(約0.35元/kWh)，國家對于反送電量給予相同的電價補貼。這種模式不僅要求光伏輸出與負荷必須匹配，技術要求較高，而且還存在另一個問題，即項目收益因用戶或建筑不同而不同，這使得光伏開發商很難介入。而“統購統銷”模式不需要光伏輸出與負荷匹配，且與建筑類型無關，光伏開發商很容易介入，只是這種模式需要政府投入更多補貼資金。但是，相對于促進分布式光伏發電規模化應用而言，這筆投入也是十分值得的。

      最后，還有很多因素制約著國內分布式光伏發電市場的發展。例如，目前分布式光伏應用最廣泛的是建在城市建筑物屋頂的發電項目，而我國城市以高層建筑為主，發展條件不及歐美，因此分布式電站設計在技術層面仍有待進一步突破;在發電裝備檢測認證方面，歐洲和美國均規定所有光伏組件和逆變器都必須通過檢測認證，而國內尚未出臺強制的檢測認證制度，潛在的并網安全問題也在一定程度上制約著光伏發電的可持續發展;在電網接入方面，國家電網將權力下放，但地市公司存在的技術及管理經驗不足等問題也將拉長并網周期;在投融資方面，電站建設如果缺乏有效的融資渠道和政策，其實施也會遇到很多障礙，因此還需通過模式創新解決企業資金鏈和電站開發的融資等問題。