自去年底政策发布以来，业界一直对“2014年我国新增分布式光伏装机要达到8GW”的目标能否实现持怀疑态度。
不过，在日前召开的“Intersolar China2014”研讨会上，国家发改委能源研究所研究员王斯成透露的最新信息有可能扭转这一尴尬局面。
他介绍，国家能源局目前正在讨论研究分布式发电支持政策的调整，而其中将涉及“分布式光伏电站有望享受标杆电价”的内容。基于政策将逐步解决分布式的阻碍，今年实现8GW的分布式装机规模可期。
此外，业界对于分布式如何发展的讨论也正如火如荼，其中，一则颇受赞同的方案是“适度提高电价”，即对火电、光伏、风电等发电成本进行加权平均，得出电价，以及提高新能源电价附加，进一步拉大工业峰谷电价差和时段电价差。
分布式待解难题
据了解，企业层面并非不支持分布式发展，且普遍认可分布式是光伏应用的主流，只是，囿于分布式光伏在开发、融资等方面尚存的诸多待解难题，业界认为，要完成占今年新增光伏装机总量近60%的分布式装机任务，实属不易。
王斯成坦言，分布式光伏存在并网难、融资难等困难，推行阻力较大。
其中，在并网方面，电网公司对分布式光伏支持力度依然欠缺。并网时，有电力公司要求将区域内的分布式电站集中后并网，增加了电站投资方的成本和并网难度。而这有悖于其特征，分布式电站本应实现多点并网。
在融资方面，由于开发商存在交易风险，电站项目难以融资。在目前的合同能源管理模式中，由投资方出资建设电站，用电方使用光伏发电，享受折扣电价。用电方将电费直接交付给光伏企业。但是，用电方容易发生电费拖欠情况。而电费为电站未来收益的主要来源。电站项目未来现金流无从保障，也就难以获得融资。此外，计划的针对分布式光伏的地方融资平台还没有一个省建立起来。
3月27日，接受采访的晶科能源董事长李仙德向记者总结，“对于分布式光伏电站投资人而言，他需要经济效益，需要清楚地看到一个可计算、可预估的投资回报率，才会愿意参与进来。但事实上，分布式仍面临终端用户消纳的不确定性、电站完工后产权的风险性、终端用户消纳的持续能力等问题，而这都有可能影响投资收益”。
考虑适度提高电价
王斯成介绍，我国2013年实现新增光伏并网装机11.3GW，实现光伏离网装机500MW，合计11.8GW。也就是说，去年新增分布式装机仅占以地面电站为主的并网装机量的4.4%，占总光伏装机4.2%。在此基础上，管理层为2014年新增分布式设定的8GW目标，是去年新增量的16倍。
“为什么更多人愿意投资大型地面电站，而对分布式犹豫不决？”在李仙德看来，“主要是前者所发之电全部并网收掉，按发电量结算，非常清晰，投报率也能计算。如果分布式采用同样的电网全部收纳，再通过电网类似水库的调节能力输配掉，银行看到清晰的财务收益模型，就愿意融资给你，资金问题也解决了”。
而针对上文提及的“适度提高电价”方案，李仙德向记者介绍，“这其实是在借鉴德国的做法。因为中国的电价只是将新能源电价附加作为很小一部分，象征意义的，大家考虑是否可以适度调高这部分附加，进一步拉大工业峰谷电价差和时段电价差”。
做出这一改变的理由是，“新能源是大家的事，是全民共同承担的责任，”李仙德表示，“为什么我们已经可以预见2030年、2050年的电价，却不能现在施用这个电价呢？如果这样，屋顶用户也会对光伏电力更加积极”。
除了分布式，关于银行给予民企、国企不同的待遇，李仙德也向记者介绍了自己的看法，他表示，“比如在开发下游电站方面，国企央企能较容易获得项目贷款，资本成本又远低于市场正常值，低息免息的这一差距就硬生生人为地把进入门槛拉高了，让一些专业优质的民营企业一早就输在了起跑线上，甚至根本没有参与的资格”。
