除初装补贴项目外，光伏电站是一种低收益稳定型投资，不像投资其他资产会有很高的预期收益，或可能收益率大幅增长，因此稳定就成了光伏电站吸引投资的唯一优势。一旦电站收益的稳定性无法保证，则光伏就成了姥姥不疼舅舅不爱的娃。
目前的分布式电站政策鼓励的是用电企业自投，如果说大多数企业愿意自投建设，那么自发自用就是一个非常好的模式。可现实情况确实如此么？
资金从何而来
光伏电站需要至少8-10年收回投资，也就是用户的流动资金会被积压很长时间，而贷款又需要抵押物，这对于民营企业而言困难重重。在目前经济形势下，绝大多数企业的流动资金本就十分紧张，在光伏电站收益稳定性无法明确确保的前提下，光伏电站资产不能作为有效抵押物来换取贷款，而电站收益稳定性又取决于用户自身的经营稳定性，无法自己给自己信用背书。当然，对于大中型国企而言，或许可以通过信用贷款来解决主要投入资金，那么政策的普适性就不可避免的受到了挑战。
售电收益如何
假设不是用电企业自投，那么光伏电站是靠售电来获取盈利，发电系统稳定性和电费收取的稳定性都将关乎投资回报的可能性，电站发电卖给国家电网，收益基本可预期，而且相当于国网在给这个资产做信用背书；但是如发出来的电卖给用电企业，你能确保收回电费？就算能收回，付出的代价也不会少。据笔者了解，金太阳目前绝大多数与用户结算电费的项目存在电费收取难题。那么同样折扣价格，同样签订协议，分布式又能好到哪里去？
积极性如何
对于小规模的光伏电站，无需升压就可实现售电入网，和自发自用余电上网的初始投入是一样的。而对于略有规模的光伏分布式电站（1MW以上），自发自用余电上网和升压送入电网模式在投资上差异很小，此类电站是自发自用还是直接售电给电网，从成本和技术上而言，没有太大差异化。
可见，用户自投分布式光伏电站存在一定的难度，真正自投的企业主要集中于大型国有企业，而专业的光伏投资商希望获得的收益稳定性，只能依靠固定电价模式售电给电网来保证。如果对于分布式电站是选择自发自用还是固定电价上网由投资者自行决定，相信大多数企业会选择固定上网电价模式。
政策为何选择了它
分布式政策制定之初为何选择自发自用作为导向呢？政策制定时是如何考虑的呢？在此，笔者仅做一些简单探究：
如果分布式规划的15GW光伏电站采用固定电价模式（假设电价为1元/度电），20年财政投入总资金2000亿元左右（已经扣除了电网公司需支付的脱硫电价部分）；而采用自发自用余电上网模式，假设对于用户来说最终度电收益是一样的，则15GW所需要的财政补贴资金是1500亿元左右（按照最新公布的0.42元/度电的财政补助）。两者之间存在500亿元的资金差额，有效缓解了财政部的新能源资金压力。
对于光伏电站来说，收益是一样的，那么这个差额到底是谁出了呢？我们来举个例子：
某园区有A、B、C、D、E，共5家企业，每月平均每家用电10000度（峰谷平尖综合电价0.8元），A、B、C三家企业安装了光伏电站，总计每月发电20000度（假设是完全自用掉），则电力公司的电费收取金额从之前的40000元变成现在的24000元；如果采用固定电价模式，则光伏所发电力按照1元每度电出售，电网公司所付出的每度电成本为当地脱硫电价（假设0.43元，其余0.57元为国家财政补贴），电网公司每月收取的电费总额还是40000元，买电2万度，折合8600元；电网公司从园区净收入现金31400元，比之前的24000元多出了7400元。
原来这笔差额是从电网公司那边出了。不过，笔者想了解的是，电网公司出这个钱和财政出这个钱，对总体财政预算来说，有差异么？
从分布式光伏电站建设审批、后期监管和资金拨付的权利义务归属问题来看，如果是固定电价售电模式，从实际可操作性去看，那么这个权利义务只能是完全归口到电网公司了；如果是采取自发自用余电上网模式，其部分权利义务（如抄表等）可由电网公司执行，建设审批、后期监管、资金拨付等可由专门机构来负责。笔者曾经设想，政策制定者们有可能是想对实现电力市场改革有所帮助，光伏发电作为一个独立的购售电体系来运营，待机制逐步成熟后，再推动输、配、售电分离的整体改革。
不过国务院最新发布的《国发〔2013〕24号》文件规定分布式光伏电站只需备案，无需审批；而且计量、结算都由电网公司负责。这一规定又让笔者的猜想落了空，计量抄表和支付结算的权利义务都明确给了电网公司，备案说白了就是发改委不用再审批了，但是电力公司的接入申请报告你还是要打的，现场安装计量表计和抄表时都会由电网公司人员对现场电站实施验收和监督，总的来说是完全由电网公司实施管理了。
如果这样，那从规划的战略层面考虑，不支持固定电价模式似乎也找不到合理的理由。
另从全球范围来看，目前是有部分国家开始采取自发自用余电上网模式，比如德国、意大利等欧洲少数国家。政策制定时是否是期望与这些应用领先国家看齐呢？
不过这些国家考虑政策转型是有两个前提条件的。其一，这两个国家的光伏装机容量占该国发电设备装机总量比例较高（意大利超过10%以上，德国则达到20%），电网对于光伏的消纳能力已经接近饱和，需要通过储能设施来减少光伏系统对于电网的冲击；其二，这两个国家的居民用电价格达到或超过0.2欧元，并且每年在以一定幅度增长，比起他们国家的光伏上网补贴电价高出不少，这让居民或中小型企业安装光伏混合系统（带储能系统）产生了动力。
而我们国家目前的光伏上网电价等于或高于用户用电价格，光伏电站投资者没有配套储能系统的动力；而且在中东部地区的光伏装机容量占发电设备总容量比例还不到1%，离电网消纳能力上限还有着很遥远的距离，无需在目前就去考虑这些问题。
当然，早期的日本、澳大利亚和现在的美国的部分地区也有采用自发自用余电上网模式，那是因为配套的补贴很大一部分是在初装时就兑现了。美国则是采取的退税模式。
结论
在笔者看来根据市场需求来确定政策导向本就是市场经济条件下的必然选择，违背了市场需求，我们就无法真正实现产业腾飞。呼吁政策制定者们，在目前中国光伏行业需要大力扶持的阶段，在很多光伏组件制造企业面临生死存亡的关键时刻，政策再也经受不起时间的考验了。希望在分布式光伏补贴政策上，自发自用和固定电价上网模式可以自由选择，由用户根据电站实际情况自行决定。
北京顺义的如海家庭电站就选择的是固定电价上网模式，他已经将光伏所发电力全部送入电网，并在前段时间将固定上网电价补贴申请递送至当地发改委，我们希望能尽快看到这一个标志性项目能够获得固定电价补贴，同时能够明确用户自主选择的可行性。
目前的分布式电站政策鼓励的是用电企业自投，如果说大多数企业愿意自投建设，那么自发自用就是一个非常好的模式。可现实情况确实如此么？
资金从何而来
光伏电站需要至少8-10年收回投资，也就是用户的流动资金会被积压很长时间，而贷款又需要抵押物，这对于民营企业而言困难重重。在目前经济形势下，绝大多数企业的流动资金本就十分紧张，在光伏电站收益稳定性无法明确确保的前提下，光伏电站资产不能作为有效抵押物来换取贷款，而电站收益稳定性又取决于用户自身的经营稳定性，无法自己给自己信用背书。当然，对于大中型国企而言，或许可以通过信用贷款来解决主要投入资金，那么政策的普适性就不可避免的受到了挑战。
售电收益如何
假设不是用电企业自投，那么光伏电站是靠售电来获取盈利，发电系统稳定性和电费收取的稳定性都将关乎投资回报的可能性，电站发电卖给国家电网，收益基本可预期，而且相当于国网在给这个资产做信用背书；但是如发出来的电卖给用电企业，你能确保收回电费？就算能收回，付出的代价也不会少。据笔者了解，金太阳目前绝大多数与用户结算电费的项目存在电费收取难题。那么同样折扣价格，同样签订协议，分布式又能好到哪里去？
积极性如何
对于小规模的光伏电站，无需升压就可实现售电入网，和自发自用余电上网的初始投入是一样的。而对于略有规模的光伏分布式电站（1MW以上），自发自用余电上网和升压送入电网模式在投资上差异很小，此类电站是自发自用还是直接售电给电网，从成本和技术上而言，没有太大差异化。
可见，用户自投分布式光伏电站存在一定的难度，真正自投的企业主要集中于大型国有企业，而专业的光伏投资商希望获得的收益稳定性，只能依靠固定电价模式售电给电网来保证。如果对于分布式电站是选择自发自用还是固定电价上网由投资者自行决定，相信大多数企业会选择固定上网电价模式。
政策为何选择了它
分布式政策制定之初为何选择自发自用作为导向呢？政策制定时是如何考虑的呢？在此，笔者仅做一些简单探究：
如果分布式规划的15GW光伏电站采用固定电价模式（假设电价为1元/度电），20年财政投入总资金2000亿元左右（已经扣除了电网公司需支付的脱硫电价部分）；而采用自发自用余电上网模式，假设对于用户来说最终度电收益是一样的，则15GW所需要的财政补贴资金是1500亿元左右（按照最新公布的0.42元/度电的财政补助）。两者之间存在500亿元的资金差额，有效缓解了财政部的新能源资金压力。
对于光伏电站来说，收益是一样的，那么这个差额到底是谁出了呢？我们来举个例子：
某园区有A、B、C、D、E，共5家企业，每月平均每家用电10000度（峰谷平尖综合电价0.8元），A、B、C三家企业安装了光伏电站，总计每月发电20000度（假设是完全自用掉），则电力公司的电费收取金额从之前的40000元变成现在的24000元；如果采用固定电价模式，则光伏所发电力按照1元每度电出售，电网公司所付出的每度电成本为当地脱硫电价（假设0.43元，其余0.57元为国家财政补贴），电网公司每月收取的电费总额还是40000元，买电2万度，折合8600元；电网公司从园区净收入现金31400元，比之前的24000元多出了7400元。
原来这笔差额是从电网公司那边出了。不过，笔者想了解的是，电网公司出这个钱和财政出这个钱，对总体财政预算来说，有差异么？
从分布式光伏电站建设审批、后期监管和资金拨付的权利义务归属问题来看，如果是固定电价售电模式，从实际可操作性去看，那么这个权利义务只能是完全归口到电网公司了；如果是采取自发自用余电上网模式，其部分权利义务（如抄表等）可由电网公司执行，建设审批、后期监管、资金拨付等可由专门机构来负责。笔者曾经设想，政策制定者们有可能是想对实现电力市场改革有所帮助，光伏发电作为一个独立的购售电体系来运营，待机制逐步成熟后，再推动输、配、售电分离的整体改革。
不过国务院最新发布的《国发〔2013〕24号》文件规定分布式光伏电站只需备案，无需审批；而且计量、结算都由电网公司负责。这一规定又让笔者的猜想落了空，计量抄表和支付结算的权利义务都明确给了电网公司，备案说白了就是发改委不用再审批了，但是电力公司的接入申请报告你还是要打的，现场安装计量表计和抄表时都会由电网公司人员对现场电站实施验收和监督，总的来说是完全由电网公司实施管理了。
如果这样，那从规划的战略层面考虑，不支持固定电价模式似乎也找不到合理的理由。
另从全球范围来看，目前是有部分国家开始采取自发自用余电上网模式，比如德国、意大利等欧洲少数国家。政策制定时是否是期望与这些应用领先国家看齐呢？
不过这些国家考虑政策转型是有两个前提条件的。其一，这两个国家的光伏装机容量占该国发电设备装机总量比例较高（意大利超过10%以上，德国则达到20%），电网对于光伏的消纳能力已经接近饱和，需要通过储能设施来减少光伏系统对于电网的冲击；其二，这两个国家的居民用电价格达到或超过0.2欧元，并且每年在以一定幅度增长，比起他们国家的光伏上网补贴电价高出不少，这让居民或中小型企业安装光伏混合系统（带储能系统）产生了动力。
而我们国家目前的光伏上网电价等于或高于用户用电价格，光伏电站投资者没有配套储能系统的动力；而且在中东部地区的光伏装机容量占发电设备总容量比例还不到1%，离电网消纳能力上限还有着很遥远的距离，无需在目前就去考虑这些问题。
当然，早期的日本、澳大利亚和现在的美国的部分地区也有采用自发自用余电上网模式，那是因为配套的补贴很大一部分是在初装时就兑现了。美国则是采取的退税模式。
结论
在笔者看来根据市场需求来确定政策导向本就是市场经济条件下的必然选择，违背了市场需求，我们就无法真正实现产业腾飞。呼吁政策制定者们，在目前中国光伏行业需要大力扶持的阶段，在很多光伏组件制造企业面临生死存亡的关键时刻，政策再也经受不起时间的考验了。希望在分布式光伏补贴政策上，自发自用和固定电价上网模式可以自由选择，由用户根据电站实际情况自行决定。
北京顺义的如海家庭电站就选择的是固定电价上网模式，他已经将光伏所发电力全部送入电网，并在前段时间将固定上网电价补贴申请递送至当地发改委，我们希望能尽快看到这一个标志性项目能够获得固定电价补贴，同时能够明确用户自主选择的可行性。
