去年以来，以《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》为统领，各部委、国家电网公司、国家开发银行相继出台了支持光伏发电发展的政策。由此带动，2013年我国新增光伏发电装机超过以前历年总和，达到1100多万千瓦。
但与此同时，西部地面光伏电站的大规模开发，除面临输送瓶颈外，还在能源输送损耗上面临不小的压力。
因此，在管理层确定的2014年年度新增建设规模中，分布式光伏发电占800万千瓦，超过了独立光伏电站的605万千瓦。人们意识到，光伏电站的分布由西部的地面电站向中东部的分布式屋顶转移，是势在必行的战略选择。
不过，按照一般经验，对于分布式发电项目企业要承担至少20%的启动资金，近80%的资金需要市场融资支持，而多数银行目前对分布式光伏发电仍保持观望态度。事实上，除金融支持外，分布式光伏发电的发展还面临诸多有待解决的问题。
3月13日，记者就如何发展分布式光伏发电，采访了全国人大代表、晶科能源总裁陈康平。
记者：您认为是什么制约了分布式光伏发电的发展？
陈康平：目前分布式光伏电价补贴由原来的“金太阳”装机补贴转为分布式的发电量补贴，作为独立经营、自负盈亏的企业来讲，必须寻求市场资金的支持，然而，多数银行对于目前的政策和现状并不乐观。
与此同时，其自身的问题也有很多。比如，分布式光伏发电是面向形形色色的业主，难保会面临项目产权、收益纠纷及企业破产等因素造成的电费收缴难问题。
而所谓高效屋顶资源，即实际屋顶发电占比业主总用电量的比值较高的屋顶。分布式光伏只有建在电价较高、工业较集中的地方才有意义；当前，特别是在分布式补贴较好的江浙地区，高效屋顶资源非常紧俏。
记者：缺乏稳定的预期收益是否是银行对分布式光伏发电项目贷款持观望态度的重要原因之一？
陈康平：是的。首先，虽然很多地方的理论预期年收益在10%到15%之间，但是企业的自发自用电量和企业的生产经营是紧密结合的。换句话说，企业经营不好的时候，多余电量只能按照0.4元左右的价格并网销售。
其次，分布式光伏发电屋顶业主有变更风险。一般来讲，分布式光伏屋顶电站承诺25年的发电使用寿命，但是很多企业无法正常生存25年，此外，很多屋顶产权不清晰，也是一个困局。另外，开发区的企业屋顶多是彩钢瓦，而彩钢瓦的使用寿命多半在15年以内。
记者：在您看来，如何解决这些问题？
陈康平：我们在一系列调研的基础上，提出了建立“局域性微网”的设想。
目前分布式屋顶和业主的接入方式，对于业主的区域位置依附性比较强，带来诸多管理的问题。各个分布式项目相互独立，他们分别接入国家电网和企业。一旦业主出现问题，将会对分布式屋顶电站投资方带来巨大的投资风险，而且在目前政策下，无法二次转移到其他业主身上。
一般来说，地方上的太阳能和风能的发电总量不超过当地用电总量的25%，就不会对当地的电量调配带来技术上的冲击和管理风险。所谓局域微网，即打破传统的“点对点”接入方式，在一个110KV变电站下的10KV支线内把所有的分布式发电项目直接接入国家电网，让电量在一个10KV支线的“微循环”中流动。分布式屋顶投资方和电力(行情专区)公司在10KV支线双向计流端口处进行管理结算；同时国家和地方可根据政策收取一定的电网过路费。这样一来就达成了分布式微网电站投资方和业主的直接供电协议，真正意义上实现了三方共赢的局面。
此外，由于采用了“孤岛系统”的保护措施，防止了在大电网断电维护状态下的微网系统发电安全。
局域微网的建立，通过电费代收、屋顶资源的有效利用以及投资者电费收益最大化，充分化解投资者疑虑；同时通过屋顶资源的间接转移、以及稳定的投资收益在很大程度上提升了银行的积极性，从而促进分布式光伏发电的更好、更快发展。
针对分布式局域微网的建立，可考虑由分布式光伏电站投资方和微网内用户直接签订用量协议；分布式发电屋顶直接接入国家电网10KV支线；用电单位用量超过分布式发电量视同优先使用太阳能电量；10KV支线内由电力公司进行电费代收，分布式投资方和电网公司在10KV支线端口处进行电费结算；实行峰谷电价的地区，按白天平均电价折算。
