索比光伏网讯:从马嘎尔尼口中那艘“破烂不堪的头等战舰”到“站立”于世界民族之林，中国足足用了150年。而从1958年开始研制第一片晶体硅光伏电池，到2007年起太阳能组件产量持续雄居世界第一，中国则用了不到50年。但晶硅材料与产品市场“两头在外”的产业现实，让中国这个迅速膨胀的“太阳帝国”自诞生起就外强内干，处境堪忧，“太阳帝国”一直缺乏“阳光”。
3月20日，中国昔日的光伏标杆企业——无锡尚德宣布破产重整，尽管这一结果并不令人意外，却使国内光伏产业产能严重过剩的问题更加凸显。欧债危机、美欧“双反”，海外市场不再可靠，国内市场的开拓，已关乎光伏产业的生死存亡。
事实上，国内市场的开拓并非从零开始。2009年，国家“太阳能屋顶计划”、“金太阳示范工程”扶持政策的出台，标志着国内市场的正式启动。根据国家发改委能源研究所研究员王斯成的统计，截至2012年年底，中国累计光伏装机7吉瓦，其中10千伏以上并网3.3吉瓦，待并网约1吉瓦，分布式光伏（10千伏及以下接入）加离网光伏大约2.7吉瓦。尽管如此，太阳能发电在中国整个能源结构中依然微不足道，据统计，2012年中国太阳能发电量仅为35亿千瓦时，占全国发电量的0.07%。
因此，节能减排、能源清洁化诉求推动下的光伏规划更加迅猛。2012年6月，国家发改委将“十二五”期间光伏装机目标再次上调至21吉瓦。在2013年全国能源工作会议上，国家能源局又提出，今天要大力发展分布式光伏，实现全年新增光伏装机1000万千瓦。“分布式光伏发电”成为国内光伏市场新的增长点与发展方向。“过去不懂，用发展火电的传统思维，集中式、大规模地发展风能、太阳能”，中国可再生能源学会副理事长孟宪淦认为，“在西部欠发达地区大规模发展地面光伏电站，并网压力巨大，将使光伏发电面临风电一样的难题，损失很大。无论从太阳能的资源特点还是国外经验看，自发自用为主、就近消纳的分布式开发模式都是最科学合理的，同时对电网的冲击也比较小。”
分布式光伏发电，看似美好，实施起来究竟如何？
今年3月份，一则消息在业内不胫而走。实施近4年的“金太阳工程”将走向终结，作为接续的“电价补贴”政策讨论稿虽然已经发布，可真正出台却足令业内各方等得焦急。一度备受舆论并网压力的国家电网继去年10月26日出台《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》后，在今年2月27日，接着出台《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》，将服务范围进一步扩大到天然气、生物质能、风能等能源领域。
“金太阳”工程中的多数项目属于分布式光伏，作为史上支持力度最大的光伏产业扶持政策，“金太阳”被终结原因何在，它为国内分布式光伏的发展积累了哪些经验与教训？电网公司在并网方面的积极表现，在推进过程中，又遇到了哪些政策掣肘？制约中国分布式光伏发展的关键因素是什么？该如何解读度电补贴政策意见稿，分布式光伏发电有无更理想的发展模式？近日，本刊记者对我国分布式光伏产业聚集的华北、华中、华东、华南等经济发达地区展开系统调研，力求通过观察与思考，对上述问题有所回应。
回望“金太阳”
2009年“金太阳”工程出台的时候，光伏产业的海外市场依然火爆，用浙江正泰新能源开发有限公司副总经理李崇卫的话说，“基本上只要你能做出来，就有人等着来提板子。”面对政府的真金白银，彼时像尚德这样的大企业并不看好国内市场，正忙着在海外大力扩张。但也有企业开始意识到培育国内市场的重要性，高额的投资补贴毕竟很诱人，正泰就是其中一家。
截至今年2月底，浙江省61个“金太阳”项目、218.5兆瓦的装机容量，有三分之一是正泰做的。2009年，正泰便拿了5个“金太阳”项目。当时的政策是按综合造价的50%补贴，换句话，投资2000万元的项目，中央财政直接补贴1000万元，不过这部分钱在项目开工后，先按70%预算下达，剩余的30%要等项目完工验收后发放。
这一政策执行一年多后，变成固定补贴。2011年，采用晶体硅组件的示范项目补助标准为9元/瓦，采用非晶硅薄膜组件的为8元/瓦。其后，随着光伏组件成本的不断下降，2012年的补助标准定为7元/瓦，后来又降至5.5元/瓦。实际执行的过程中，补贴标准变来变去，异常复杂，在孟宪淦看来，这体现出“政府对市场的把握不准”。
补贴政策的变化严重滞后于市场，导致补贴有时甚至几乎“包了投资”，由此带来的问题是“骗补”，或者毫不考虑长期运行效益的“以次充好”，反正投资成本几乎都“补”回来了，后面能多发一年就多赚一年的钱，这对那些实心实意想做分布式光伏产业的人，无疑是一个打击。更为普遍的是，许多企业有意无意地推迟项目的建设周期。龙驰幕墙工程有限公司太阳能事业部经理杨国平坦言，“这不是投机心理，也是一种趋势。逐利是企业的天性，合理利用规则是企业的生存智慧。企业说到底需要资金周转，省下来是为我自己省下来的，按照那个价格，对国家可能影响小一点，对企业来说影响比较大一点”。
也许是开始逐渐意识到补贴政策的问题，中央财政开始“釜底抽薪”，一次性下放的补贴额度越来越小。李崇卫举了浙江省的例子，以前是70%，2012年上半年减少为35%，下半年则只有10%。而从对江浙多家项目开发企业的采访中得知，即使是2009年最早一批“金太阳”工程，到目前为止也并没有拿全剩余的30%补贴。对此，李崇卫笑着说：“我们还是相信政府的，国家的财政资金，我们认为还是比较有保证的。”
除了补贴政策的机制问题，项目开发企业盲目报装，导致电力实际消纳能力与项目申报规模脱节的浮躁心态也使一些投资项目陷入进退维谷之境。河北保定供电公司发策部丁斌主任为本刊记者举了一个例子。当地一家企业选择“自发自用”的项目模式，后来发现报装规模太大，发出的电根本用不完，现在又来问电网公司能不能余量上网，享受度电补贴，当地发改委的答复则是不能两头享受补贴。
此外，投资风险与回报问题始终是制约分布式光伏市场的关键因素，其中，电价政策又是关键。以浙江为例，凡在2012年1月1日前核准建设、2012年12月31日及以前建成投产的“金太阳”项目，上网电价在0.482元的脱硫燃煤标杆价基础上，享受0.7元的省财政补贴，达到每千瓦时1.182元，而此后核准、投产的“金太阳”则只有0.482元的脱硫燃煤标杆价。以正泰投建的杭州火车东站10兆瓦分布式光伏项目为例，2.4亿元的总投资中，自投资金为1.4亿元，项目年发电为982万千瓦时，即使按1.182元的电价计算，静态回收成本也要12年，可由于客观原因，该项目未能在2012年年底建成投产，如果按0.482元的电价算，“这个项目就烂掉了，静态回收20多年都收不回成本”。
而根据天通新环境技术有限公司副总张远的测算，“在现有的系统建设成本和‘金太阳’的补贴政策下，以合同能源管理为基础,在华东地区的光伏项目,投资回收期通常在8～10年（年化收益率10%～12%左右）。”
采访中，许多投资企业表示“6年左右的回收期还是可以接受的”。但事实上，按照目前的补贴政策计算，分布式光伏发电项目的回收期通常都超过了6年。这一回收期是否称得上合理，一方面有待市场检验，一方面更取决于尚未出台的电价补贴政策。
除了电价政策，“金太阳”工程实施过程中还暴露出许多分布式光伏未来发展中的共性问题。比如屋顶的可靠性问题，并网的问题，相关配套法规的问题。
尽管存在着诸多问题，可无论在业内专家还是项目开发企业看来，“金太阳”工程无疑都是值得肯定的有益探索，为国内光伏产业发展打下基础，做了贡献，对那些真正想做分布式光伏发电的企业来说，作用巨大。
据国家发改委可再生能源研究中心副主任任东明提供的数据，“金太阳”工程历经4年发展，总规模达到3160兆瓦，其中2009年642兆瓦，2010年272兆瓦，2011年600兆瓦，2012年1090兆瓦。
得屋顶者得天下
分布式光伏发电项目有三种模式：自发自用、全部上网、余量上网，原则上主张 “就近消纳，余量上网”，这也可以解释国内分布式光伏发展的重心为何在东南沿海经济最为发达的地区。这些地区一则光伏产业发达，二则工商业用电量大，完全可以就近消纳，同时负荷高峰与光伏发电高峰正好吻合。
在这些寸土寸金的地区，建筑屋顶尤其是工业厂房的屋顶便成为分布式光伏项目的最佳载体。正如国网山东电力集团公司营销部主任刘继东在采访中对本刊记者说的，“山东是个人口大省，土地非常有限，像采煤塌陷区、盐碱地、荒坡这些没有什么经济开发性的地方发展光伏比较好，但山东这种地方也不是太多。发展屋顶分布式光伏或者光电一体化建筑项目是必然趋势。”
然而，作为分布式光伏的主战场，“屋顶”问题并不简单。
在“金太阳”工程的实施过程中，这一问题即已凸显。首先，老的厂房屋顶不太满足光伏项目的基本建设条件。江苏常州佳讯光电研究院院长李安定和浙江省太阳能行业协会秘书长沈福鑫在调研中都发现了这一问题。原来的工业区屋顶大部分是彩钢瓦结构，厂房建设之初一般都不会考虑在屋顶给光伏安装预留承重载荷。要在这些屋顶安装光伏项目，必须在重新设计的前提下经过改建，需要投入高昂的屋顶加固成本，导致项目开发成本增加，直接降低了项目的投资内部收益率。即以杭州火车东站10兆瓦分布式光伏项目而言，2.4亿元的总投资中，屋顶加固成本就占了4500万元。
其次，屋顶的产权问题也颇让投资者头疼。
国网上海市电力公司发策部主任陶佩军向本刊记者谈起上海“金太阳”工程实施过程中的这一问题，“矛盾的焦点集中在业主和建设方之间，业主觉得建上去对他们也没太大好处，而且许多企业不靠这点电，也不缺这个钱，对他们来说安全是第一位的，因此对安装光伏板并不积极。”
对居住在楼房的个人用户，如果想在楼顶公共面积建设项目，由于屋顶产权不明确，难度就更大了。徐鹏飞是供职于青岛一家光伏逆变器生产厂家的电器工程师，为了在公共屋顶安装发电项目，“花了大约三周时间，挨家挨户做通周围20余户邻居的思想工作，最终才得到他们的签字。”国家相关法规的修订工作如果不能跟进，屋顶产权这块绊脚石必将制约分布式光伏的进一步发展，也容易造成一些社会问题。事实上，绝大多数“金太阳”或“光电建筑一体化”的项目，都已经或者考虑采取合同能源管理的模式。所谓“合同能源管理”，即指项目开发企业与未来潜在的光伏发电购电客户之间达成协议，由前者投资和实施光伏发电项目，并向后者以约定的优惠价格提供电力供应。这一模式，既保障了投资方较好的稳定收益，也为业主节省了能源消费，堪称双赢。
然而，合同能源管理在目前的政策法规下，依然只是一个过渡之举。在《电力法》未修订的情况下，项目开发企业虽然已是事实上的“卖电方”，却并无发电许可证，没法出具节能服务的增值税发票。此外，项目开发企业在向业主收取电费时位置被动。李崇卫的担心并非没有道理，“我们个别项目已经碰到这个问题，项目投运收费时，一些业主就电费讨价还价，如果不同意，将让我们把建到他屋顶的板子撤走”。对此，李崇卫希望国家出台相关政策，由供电企业来代收、返还电费。
“屋顶”目前即使存在着种种问题，可对精明的商家来说，为将分布式光伏的项目规模化，“得屋顶者得天下”已成共识，屋顶资源的抢夺已不可避免。一场“圈屋顶”的运动已然展开，张远对本刊记者说道，“这样的事情已经在发生，嘉兴那里抢得头破血流。最好政府有一个统筹，不然电价竞争到四五毛，市场就全弄乱了”。
并网：超前与滞后
毫无疑问，在分布式光伏的发展中，电网公司的身份多少有些尴尬。走得慢了，受业界与社会舆论的质疑；走得快了，则不免又有些“自作主张”。
虽然国家对分布式光伏项目的原则是，在自发自用的基础上余量上网。可出于各种原因，许多项目发的电全部上网，而即使是“余量上网”或“自发自用”的项目模式，也都需要电网做出相应的接入设计与改造，并网的工作量与压力并不小。
在“金太阳”工程的实施中，投资方对电网一个最大的意见是接入系统的费用太高。在对国网上海电力公司的采访中，发策部主任陶佩军告诉本刊记者，电力系统的技术规范由国家制定，在国家技术规范没有做出配套修改的情况下，电网只能参照常规电厂的做法，因此“接入的要求高，费用自然贵。所谓接入费用主要在于线路，除此之外我们没有收过其他方面的服务费用。”
在陶佩军看来，过去的那套技术规范显然不适合分布式光伏发展，其实质在于“国家的政策规则规范滞后于光伏的发展”。
2012年10月26日，在国家相关标准规范缺失的情况下，国家电网公司决定先行一步，发布《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》。
在该文件中，国家电网公司明确了“分布式光伏发电”的定义：“位于用户附近，所发电能就地利用，以10千伏及以下电压等级接入电网，且单个电源点总装机容量不超过6兆瓦的光伏发电项目”。而据任东明的介绍，此前国内最早关于“分布式发电”的定义是在2011年国家能源局发布《分布式发电管理办法（征求意见稿）》中，是指“位于用户所在地附近，不以大规模远距离输送为目的，生产电力除用户自用和就近利用外，多余的电力送入当地配电网的发电设施、发电系统，或有电力输出能力的多联供系统”的发电项目，并无具体的接入电压等级与容量标准。分布式发电的定义，无疑需要一个国家层面的明确标准。
此外，国家电网公司承诺免收系统备用容量费与任何服务费用，并明确了办理流程与工期安排。针对并网设备与人工方面的费用，国家电网公司总部专门设立了一个单项资金，根据项目情况向下发放。“要执行一段时间才知道花多少钱，目前就是先把事做成了”，业内人士对本刊记者说，“但长此以往是没道理的，对企业而言，各种费用收支都是有明确规定的，特别像国家电网公司这样的大型央企，每一项收入与支出都有国家政策支撑，可现在这笔费用支出，我们暂时无法列支，只能先垫付着，等待国家政策。我们也有个别员工不能理解，觉得哪有做这种事情的，把自己饭碗敲掉，敲碗的榔头钱还要自己出”。
今年2月份，国家电网公司又将这一服务政策进一步扩展到整个分布式能源领域。
项目开发企业对并网的政策支持，普遍感觉力度很大，对电网所做的工作也很欢迎、认可，只是仍然觉得流程有些繁琐。在对晶澳太阳能有限公司等光伏企业的采访中，本刊记者了解到，他们对国家电网公司的并网政策也非常欢迎，只有项目并网发电，他们的产品才有市场。
在个人分布式光伏项目的开发上，电网再次走到政府前面。打开国网浙江省电力公司今年3月25日《关于浙江新能源和分布式电源有关情况的汇报》的文件，里面清楚地记录着自然人建设、运行分布式光伏发电项目存在的问题，这些问题均需要国家修订有关法律、法规才能解决。
首先的问题是项目立项政策不明确。目前国家电网公司明确自然人投资建设分布式电源项目不需政府部门立项。若项目法人投资光伏项目，也未获得“路条”文件，电网企业是否能受理接入，尚不明确。
其次是上网电价和结算凭证不明确。由于没有路条文件，政府价格主管部门对其上网电价尚不明确。对自然人应开具哪类上网电量结算发票、由哪个部门（单位）代开发票，也未明确。
此外，还有项目设计、施工、运行资质的要求问题。出于电网安全考虑，根据国家电网公司文件，分布式电源（含光伏）项目工程设计和施工建设应符合国家相关规定。对自然人建设的光伏发电项目，出于成本考虑，个人常常无法委托有资质的设计机构、施工单位进行工程设计与施工。
最后是发电许可证的问题。根据电监会电力业务许可制度，发电企业必须办理发电许可证。面对自然人大量进入光伏发电市场的前景，个人是不是发电主体？如果是，是否需要办理发电许可证？为真正推广分布式光伏发电计，建议政府有关部门理应明确分布式光伏发电项目免办发电许可证。“就发电许可证的问题，我起码跟电监会反映过两三次”，陶佩军对本刊记者说。
根据国家电网公司的统计，截至目前，公司累计受理光伏并网相关咨询业务5741件，报装业务352户，其中43户完成并网。“国家电网公司的并网政策刚出来的时候，来了好多人咨询，最近来的少了，他们计算以后感觉还不是很划算”,浙江海宁供电局副局长胡舟对本刊记者说。
在目前上网电价不明的情况下，一些地方的电网企业已经为并网用户开始“临时结算”了。“上海目前个人用户有6家，最少的500瓦，最多的5千瓦，目前暂时参照上海的脱硫燃煤价0.4773元按月结算，以后等电价政策明确了，再‘多退少补’”，陶佩军向本刊记者介绍道。
从全国范围看，个人分布式光伏项目的安装者主要是一些发烧友、研究者、太阳能企业老板以及光伏设备代理商，因为按照目前的电价补贴，这些项目并不具备经济性。
国务院参事室特约研究员、中国城市燃气协会分布式能源专委会主任徐晓东是一位资深能源专业人士，他在北京顺义的家中屋顶上装了总装机4.2千瓦的光伏发电项目，加上购买逆变器等设备及各种人工费用，总成本约4万多元。“如果以北京目前0.4002元的脱硫燃煤价收购，即使按每天30千瓦时的发电峰值计算，收回成本需要9.12年。”
未来可期的分布式光伏发展前景，将给电网安全带来哪些问题，目前仍在讨论与研究之中。分布式光伏发电项目，事实上改变了电网的配网结构，原来的配网结构，上面的线路切断后，下面就没电了，现在则不同。虽然也装了防孤岛装置，可业内人士仍然感觉心慌，“中国目前几十家认证机构认证全国几百个产品，哪一个才是权威的，并不清楚。一旦防孤岛装置不起作用了，该断的电没有断电，检修的时候是要死人的。电网是否安全，这是我们最担心的。”
怎样的电价补贴“套装”？
今年3月，国家发改委《关于完善光伏发电价格政策通知》征求意见稿的公布，引爆业界对“金太阳”工程终止后电价补贴政策的热议与猜想。采访中，许多项目开发企业明确表示，手头储备了不少项目，就等着这一政策的最终出台。
一直以来，“金太阳”工程一次性补贴的做法很受质疑。一些项目开发企业在采访中表示，虽然从投资成本的角度看，一次性补贴对企业的扶持力度更大，可从长远看，度电补贴是必然趋势。合理的电价补贴政策，不仅能提高国家补贴的资金利用效率，也会使那些踏踏实实做产业的人真正受益，淘汰掉一批短视的企业。对他们而言，眼下最关注的就是电价补贴的标准了。
在孟宪淦看来，光伏发电有两个原则，一是政策推动、财政补贴的原则，一是投资者要有合理成本加合理利润的原则，关键在于把握好政府与市场的度。
究竟怎样的电价补贴政策才合理？
目前的征求意见稿，对分布式光伏发电和大型地面电站做了区分。分布式发电的度电补贴为0.35元，并网电价则由电网企业按照当地脱硫燃煤发电标杆上网电价进行收购。大型光伏发电标杆上网电价则根据太阳能资源禀赋，将全国划分为四类电价，每千瓦时的价格分别为0.75元、0.85元、0.95元、1元。电价补贴标准将随发电成本降低逐渐调减，补贴年限明确为20年。
对其中分布式光伏发电的电价补贴政策，许多受访的项目开发企业并不满意。浙江正泰新能源开发有限公司副总经理李崇卫更坦言：“这个政策一出来，应该没有什么人去做。即使按最好的情况计算，工业用户完全自发自用，0.8元多的工业电费再加上0.35元的补贴，也就1.2元不到。可与‘金太阳’不同，前面没有建设补贴，完全自己掏钱进去，按照目前9元多1瓦的综合成本，算下来静态成本回收都需要10年以上。”从中能够看出，国家政策调控的支持倾向非常清晰，那就是尽量自发自用，也就是李崇卫所计算的“最好的情况”。
采访中，也有企业对这种“自发自用”项目的补贴政策还比较满意。横店集团东磁股份有限公司光伏系统开发部部长董江群对本刊记者介绍道，公司位于东阳市横店厂区的20.7兆瓦分布式光伏项目刚于今年4月8日正式并网发电，作为浙江省最大规模的分布式光伏电站，该电站总投资2.3亿元，年发电量2000万千瓦时，全部自发自用，发电量占厂区用电量的10%左右，“如果加上国家的电价补贴，6年左右可以回本，如果不享受补贴的话，至少要在10多年。”可问题在于，已享受“金太阳”工程补贴的项目，还能享受将出台的度电补贴政策么？
对一些开发企业提出的“分布式光伏的度电补贴价也应该根据资源禀赋有所区分，不宜一刀切”，孟宪淦则认为，从一次性补贴过渡到分类电价补贴，有一个延续问题，在管理体制还不是很顺的情况下，搞得太细没有基础。
也有一些开发企业提出，国家财政可以采取折衷的补贴政策，项目建设开始补一块，电价再补一块。
此外，尚有一些细则有待尽快明确。据国网浙江省电力公司营销部专责童瑞明介绍，根据国家政府性基金及附加的有关规定，所有“自发自用”用户都要征收“可再生能源基金”。对依靠这一基金补贴的分布式光伏“自发自用”用户，如果再征收这块费用，无疑很不合理。目前政府对是否减免并无说法，浙江省目前的政策是暂缓收取。
显然，单纯的电价补贴政策并不能解决分布式光伏的所有问题。在李崇卫看来，相关的配套政策同样关键。电价补贴政策应该是一个包含《电力法》修订、《合同能源管理》完善、结算凭证明确、电费交易规则细化的“套装”，而不只是一顶颜色鲜艳的帽子。
一个更好的设想
“市场才是决定一个产业发展的最终力量”，相信没有人会对这句话有所怀疑。对分布式光伏产业来说，亦是如此。
光伏电站的高额投资，使资金问题成为开发商的最大困扰。在“后金太阳时代”，由于缺乏前期投资的强力政策支持，可以预见，资金问题将更为凸显。
事实上，本刊记者在采访中就已发现一个现象，凡是在分布式光伏电站方面做得比较成功的企业，一般是大型的相关设备制造企业与能源集团，甚至是上市公司，唯此，它们才有充足稳定的现金流，可以支撑这些回收期颇为不短的项目。反观那些传统的光伏组件设备商，本身已经深陷贷款泥沼，哪有心力再拿真金白银去做电站投资。
难道说，必须借助外部资金才能启动项目么？分布式光伏项目本身不能吸引来资本么？至少，德国的案例值得我们深思、学习。
2000年，德国推出第一版上网电价法案，也就是业内津津乐道的EEG法案，初步明确了实行上网电价的补贴模式，法案推出后市场处在40%以上的复合增长期。2004年1月，德国修改并颁布了新的《可再生能源法》，其中规定了“优先并网，全额接纳”的新能源电力政策，并细分了各种类型的发电装置的上网电价。2008年6月，德国出台第三版EEG法案。每次政策调整，都带来装机的飞速攀升。如果说上网电价法案是德国光伏产业飞速发展的源泉，那金融创新则承担着催化剂的作用。
通过上网电价法案的机制安排，在德国，电网企业作为国家的代理人，同时也是中介人，向用户发放电价补贴，并进行相应的管理和计量。这样做最大的好处在于，电网企业代表了一种国家层面的信用，分布式光伏发电项目相当于一种国债，由于可靠的收益回报，一时之间，金融投资机构的资金大量进入，德国分布式光伏发电项目成为卖方市场，买家拿着钱等着项目做出来。在金融资本的催化作用下，整个德国光伏市场在上网电价法的基础上迅速井喷。
在天通新环境技术有限公司副总张远看来，“绝对地谈论上网电价的多与少固然有意义，但更需要一种好的机制引发市场的力量。”与德国国情不同的是，中国工商、居民用电与国外相反，居民的电价补贴不好确定。此外，中国资产金融化的程度还很低，不能将资本与实体经济迅速高效地联接起来。
这一美好的想法，无疑要等待中国电价机制的理顺以及全社会金融发展程度的提高，才有望实现。
等，等，等，等……在光伏企业、项目投资企业、电网企业、个人用户乃至地方政府的热情都被调动起来之时，在发展分布式光伏已成大势所趋、人心所向之际，各种政策、法规、机制的出台却仍在大家的焦急等待中呼之难出。而无论是深陷资金泥潭的光伏企业，岌岌可危的光伏产业，还是艰巨的减排压力，严峻的环境挑战，都让人们没有时间再等下去！“太阳帝国”呼唤“阳光”，呼唤真正普照人心的政策机制尽快照耀，而不再阴晴难定、风雨难测。如果无法及时制定法则，则应让渡权力，真正释放市场活力，“管该管的，管能管好的”，也许那时，等待“太阳”才不至变成等待戈多。
>
>
