一、综述：
经历欧美市场的“围追堵截”后，中国光伏企业正快速调转船头回归国内市场。这一点从国家能源局公布的统计数据不难发现：2013年，国内光伏电站新增10吉瓦（1000万千瓦），而实际情况甚至更多。事实上，此前多年的累计装机量也只有6吉瓦，这也难怪，有人惊呼，去年中国光伏电站的安装量领跑全球市场。
从2014年国家公布的计划安装量数据来看，这种爆炸式增长的趋势丝毫未减。目前，经过调整最终确定的安装量为14吉瓦。这几乎相当于过去所有年份，国内光伏电站安装量的总和。仔细分析不难发现，这样快速递增的结果，要拜天时、地利、人和所赐。
2013年十国新增装机量37GW
国内光伏新增和装机总量变化
就天时而言，中国光伏产业迭宕起伏10余年，几乎全部出口“为他人做嫁衣”，欧美“双反”中国光伏产品出口的大门近乎关闭，转向国内既实属无奈，也属绝好的机会。但不得不承认，此前国内地域辽阔，光伏电站市场却近乎空白。
在经历了“金太阳工程”3年有余的尝试后，西部光照资源富集的区域，逐步承接了绝大多数的光伏电站安装量。从国家能源局2013年底的统计数据来看：青海、甘肃、新疆、宁夏、内蒙古等省区占据了60%以上的份额。单就累计装机量而言，其中青海（3.21吉瓦）、甘肃（2.83吉瓦）、新疆（1.28吉瓦）、宁夏（1.26吉瓦）、内蒙古（910兆瓦），就增长量而言，也主要集中在甘肃（占2013年全年新增装机的24%），新疆（18%）和青海（17%）。而从今年开始，由于分布式光伏电站的崛起，东部省份江苏、山东、浙江、广东等也将成为光伏电站装机新的力量。毫无疑问，这是中国光伏企业，占据了绝佳的地利优势。
再看光伏市场的人和，政府为了推动国内光伏市场的拓展，相关政策从上到下曾接连不断。据《能源》杂志记者统计，2012年国家层面下发的与光伏有关的政策多达17项；2103年，同样有15项，涉及部门从国务院到国家发改委、财政部、工信部、国家能源局以及国家电网等多个部委。而今年政策的重点，则体现在各省市地方关于光伏电站（电价、补贴）更加具体的细节出台。这让国内原有的电站市场，正逐步呈现四处开花的局面。
但不可否认的是，无论是地面电站还是分布式电站，当前依然面临并网、融资、质量和管理等一系列问题。而在这些普遍的问题之外，让甘肃省武威金太阳园区副主任张国伟困惑的则是，光伏电站使用的荒滩，是否占有当地的土地使用指标，尚未有明确规定。
同时，就今年的实际情况而言，国内光伏电站市场也出现明显变化，那就是由原来的地面光伏电站为主，开始向地面光伏电站与分布式光伏电站并重转变。按照国家能源局的规划，2014年双方各自的装机分配量分别为6吉瓦和8吉瓦，后者首次超过前者，占到了60%的市场份额。这也将意味着，国内光伏电站的建设与普通人之间更为接近，光伏正逐步进入“大众化”时代。
二、亮点
1、密集的政策
从记者的统计来看，自2012年以来，国家针对光伏产业的政策多大数十项，但其中有几项关键的政策值得特别注意。首先是关乎每个企业利益的电价补贴调整方案。2013年8月26日，国家改革委出台《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，成为国内光伏电站建设中一道分水岭。
根据该通知要求，截止2013年底前，建成且并网发电的光伏电站，国家按照1元/度的标准进行补贴，而过了该时间节点，则执行新的光伏电站标杆上网电价政策。该政策按照各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为三类资源区，分别执行每度0.9元、0.95元、1元的电价标准。而青海、甘肃、新疆、宁夏四大光伏电站建设集中的区域，几乎都被归为0.9元/度的一类区域。
据NPD Solarbuzz分析师韩启明对记者表示，对于运营20年，投资回收期为6—8年的光伏电站项目而言，企业能否取得多余的这部分补贴，成为建设光伏电站巨大的动力，也导致了一股抢建风潮。据不完全统计，2013年以来，西部各省区相关的光伏企业，为了追上电价1元/度的补贴政策，抢建的项目多达数吉瓦。
另一个不得不提的政策是，项目审批权的下放。政策的内容。对于很多人而言，或许以为审批权的下放，地方会有更多地自主决定权，但事实不一定如此。作为2013年，光伏电站新增安装量夺得头彩的甘肃省，有人就有不同的看法。
在接受《能源》杂志记者采访时，该省能源系统匿名人士透露，从实际效果来看，审批权的下放，对于当地光伏电站项目的建设，“不是促进了，反倒有些限制”。该人士解释说，以前当地省发改委批复就可以了，现在虽然审批权下放，但是必须在国家能源局进行备案，如果没有备案的项目将得不到补贴，这样很多企业也没有太大的积极性。当然，他也补充说道，这也是国家进行光伏电站建设调控必须的手段。当然，对于光伏电站而言，国家电网的积极介入也是关键性因素。进入2014年，最显著的特点是，地方各省市关于光伏电站建设相应的细节不断涌现。
2、区域市场变迁
从去年开始，国内光伏电站市场出现了两个明显的变化：一是，甘肃、新疆两地的光伏电站新增装机量首次超过青海；二是，光伏电站不再局限于西部荒漠，中东部发达地区的装机量也异军突起。
按照NPD solarzubb的资料显示，截至2013年底，甘肃、新疆新增装机量2.6吉瓦和1.82吉瓦、超过青海的1.67吉瓦，成为国内装机量增长最快的两个区域。
据了解，甘肃省光伏电站主要集中于河西走廊的酒泉、张掖、金昌和武威等地。在接受记者采访时，当地多名相关人士，都将甘肃去年出现快速增长的结果，归结于此前充足的审批量以及电网系统的及时介入。张国伟就表示，除了电网的支持外，甘肃省出现如此快速的发展与2012 年以及2013年初，各地获得大量的路条有关。
据了解，如果加上武威民勤县的项目，武威市整个建成、在建及取得路条的光伏项目总计达1.5吉瓦。而张国伟介绍说，去年武威金太阳园区的光伏电站新增装机量400多兆瓦，累计装机并网量则为618兆瓦。与武威类似，张掖市已批总装机达1.5吉瓦。张掖市有高台、甘州、山丹三个百万千瓦光伏产业基地。而酒泉市，但就所属的金塔县就已累计获批708兆瓦的装机规模。
从2009年至今，敦煌市已累计批复1.1吉瓦的光伏电站安装量。截至去年年底，敦煌市光伏电站累计并网量为343兆瓦。记者从敦煌市发改局网站上看到，今年2月敦煌光电产业园首座330千伏升压站工程安装完毕，这也是敦煌“百万千瓦级以上太阳能发电示范基地”的关键工程。届时，该工程的输送量将达到108万千瓦。在该区域内，还有国网的一个330千伏的升压站也成为当地光伏发电重要的输送通道。敦煌市相关人士表示，敦煌并不存在上网的压力，目前的问题则在于“电网建设跟上去了，电站建设却没有足够的指标了。”
就新疆而言，光伏电站项目主要集中于哈密、石河子、阿拉尔等地，其增长迅速与批复相关外，也与逐步建设的电网有很大关系。目前来看，随着750千伏新疆与西北电网联网提升“疆电外送”外，今年即将建成的新疆首条特高压“疆电外送”工程哈密-郑州±800千伏直流输电工程，将使新疆电力外送能力达到1300万千瓦，年输电量超过650亿千瓦时。这些都给新疆电力外送寻找到了出口。
尽管去年甘肃、新疆两地光伏电站新增装机量超过青海，但在累计装机量中，青海依然以3.21吉瓦，位居全国之首。截至2013年底，青海省已建成集中并网光伏电站装机容量310万千瓦，占全省发电装机总量的18.29%。预计“十二五”末并网容量将超过500万千瓦，规划“十三五”达到1000万千瓦，青海省已成为国内光伏集中并网装机容量最大和发电量增长最快的省份。在接受《能源》杂志记者采访时，青海省格尔木能源局局长刘新平表示，“从2013年开始，当地的光伏电站建设逐步进入了平稳增长期，建设施工也更有秩序。”
在从全国整体的区域分布看来，国内光伏电站的建设也出现了明显的变化。国家能源局公布统计数据显示，2013年我国分布式光伏发电达到3吉瓦。目前，分布式光伏发电建设规模较大的省有浙江、山东和广东等，分别达到0.6吉瓦、0.4吉瓦和0.4吉瓦。而今年浙江、江苏、山东3省的光伏总装机量规划都在1.2吉瓦，广东也在900兆瓦。这都远远高出了同期其他省份安装量的指标。
从今年1月14日，国家能源局调整原有安装量的计划，从12.2吉瓦增加到14.05吉瓦，其中增加的1.85吉瓦主要是地面电站，其中指标增加的有：安徽250兆瓦，河南、湖北200兆瓦，山西150兆瓦，北京、内蒙、江苏、浙江、新疆、兵团、广东100兆瓦，江西80兆瓦，吉林、黑龙江、福建、湖南、广西50兆瓦，贵州30兆瓦，天津20兆瓦。通过这些数据，我们也不难看出增加的部分，主要还是集中在中东部地区，而传统的青海、甘肃、新疆等地则没有太大的增加量。
3、国企主导的市场
在光伏电站建设中，值得关注的就是这里几乎是国企的天下。数据显示，2013年新增光伏装机量排名前十的企业分别是：中电投、中节能、浙江正泰、华电、国电、华能、三峡集团、招商新能源、中广核、大唐。这十家企业新增量的总和为5.77吉瓦，占全国总装机量的近一半比例。其中，中电投居首，去年新增装机1.9吉瓦，占到1/3。民企只有浙江正泰一家，占比约一成。
据了解，2013年底正泰新能源公司在新疆、甘肃等西部省区的六个光伏发电项目相继并网发电，一周内并网项目累计达到220兆瓦。至此该公司建设的光伏电站总装机容量已超过1200兆瓦。这也让正泰成为国内最大的民营光伏发电投资企业。同时，作为国内EPC重要的企业，新疆特变电工在光伏电站建设中也占有一席之地。
三、风险
1、消纳、质量仍困扰地面光伏电站
从目前来看，地面光伏电站面临的问题主要集中在以下几个方面：一是，并网消纳难。众所周知，西部光伏电站集中的区域，恰恰是工业企业少，经济欠发达地区，尽管国家电网在这些区域正在积极建设相应的特高压输变线路，但依然难以满足当下的需求。在甘肃敦煌目前，仍有500多兆瓦的在建项目尚未备案，并网将是很大的挑战。而张国伟也表示，武威金太阳园区的发电量基本都是本地消纳，暂时并没有输入特高压，而去年并网量也只有400多兆瓦。
二是，并网难由此带来到财务风险和融资问题。知情人士向记者透露，由于并网难某些光伏电站项目的风险越来越大。该人士举例说，如果建设一个20兆瓦的光伏电站，投资需要2亿，如果全部从银行贷款，按年利率6%计算，一年要给银行的利息就1200万。如果企业没钱还贷，将电站抵押给银行，两年内依旧并不了网发不了电，银行也是不愿接手承担风险的。所以，光伏电站虽然看似收益率很高，但这一切都是建立在并网，发电的基础上。
第三，质量的风险。随着大批制造企业加入电站建设的行列，带来的电池组件质量也是参差不齐。上述知情人士表示，国内对组件的检测更多的是在实验室，而各地的环境差异很大，如上海与青海的紫外线强度完全不一样，如果电池板都按照一个标准来做，发电效率势必不同。与此同时，由质量不稳定导致的另一个问题是，光伏电站衰减率的增加。
北京鉴衡认定中心的数据显示，他们对运行1年左右的11各电站进行检测，结果显示51%的电池组件衰减率在5%至10%，30%的组件衰减率在10%，8%的组件衰减率超过20%。这意味着厂商承诺25年衰减20%的质保在运行一年后，就就达到了衰减底线。
为了应对光伏组件的衰减率，电站企业往往以增加安装量来掩盖。一般情况下，光伏地面电站按矩阵排列，一个矩阵按理安装1兆瓦，但是企业为了提高发电效率，装1.1兆瓦甚至更多都是当前存在的问题，“没有人去仔细数电池板，多装点根本看不出来。”
第四、用地的困惑。在张国伟看来，地面光伏电站的用地是否占用当地工业用地指标，尚无明确说明。比如一座50兆瓦的光伏电站，占地面积在1500亩到1800亩之间，如果这部分土地占有了当地的用地指标，那么其他项目会减少大量的用地指标。目前，张国伟所在的地区都是无偿划拨土地，但划拨土地相对出让土地对于光伏电站企业而言，是无法从银行抵押贷款的。事实上，这也是国内光伏电站建设面临的一个普遍问题。
2、分布式光伏电站需破解产权、标准难题
与地面光伏电站相比，分布式电站面临更大的困难。分布式光伏按照安装区域不同，大体分为商业型和居民型。其主要表现有以下几个方面：
首先，产权界定难，合适屋顶难找。广东爱康太阳能科技有限公司战略规划部经理沈昱在接受《能源》杂志采访时表示，在园区内找到合适的屋顶，是比较困难的事情。一般而言，光伏电站企业经营时间长达25年，而屋顶所属企业可能面临3年或5年出现更替的现象，甚至企业倒闭，则面临发出来的电销售难的问题。另外，对于居民屋顶，想要在自己家楼上装电站，首先要去物业备案，还要争得同一栋楼其他住户的同意，比较麻烦。
第二，融资问题。由于国内分布式光伏电站尚未形成有效的盈利模式，加之屋顶本身的制约因素，往往致使投资和收益不成比例。这也让投资者对国内分布式光伏电站颇为犹豫。
第三，储能市场的空白。分布式光伏如果真正推广，一个无法回避的问题就是解决储能。国家发改委能源研究所研究员时璟丽强调说，特别是对于住宅太阳能光伏用户来说，完善的储能机制才能真正实现效益的最大化。目前来看，如果和规避高峰电价，防止断电带来的风险，甚至减少电力的浪费，储能市场则是一片空白。
第四，相应的标准并不健全。此前，工信部出台的《光伏制造行业规范条件》，只是针对光伏组件制造生产领域进行了规范，而对于光伏系统其他的必要设备特别是涉及到光伏发电系统具体的安装时，并没有明确的规范。如国内甚至没有自己的光伏并网逆变器国家认证，有的仍是此前的金太阳认证。
第五，随着分布式光伏的大量出现，或引发“热岛效应”。有专家表示，目前国内大力推广的分布式光伏电站主要集中于东部沿海人口密集，经济发达的区域。随着大量分布式光伏电站的建设，将导致城市气温的升高，而这可能会带来一定的安全风险。如果引发火灾，届时如何处置都需要注意。
四、趋势
1、分布式光伏正艰难起步
2013年，国家加快了分布式光伏电站的推动力度。8月份，国家能源局公布了第一批“分布式光伏发电示范区”名单，涉及7省5市共18个示范区项目。2014年，国家再次把分布式光伏的比重调整到8吉瓦。分布式光伏的崛起对国内光伏市场来说不仅仅是装机方式的改变，还是整个商业模式的革命，电站融资渠道、建设模式、运维方式、电站交易等都将发生巨大变化，分布式的开发模式更类似商业地产，这对国内光伏企业来说是一个转型机会。
2、未来融资模式将呈现多元化
目前，国内光伏电站建设企业的资金来源主要有两种途径：一是，企业的自有资金；二是，银行贷款。随着光伏电站装机量的提升，尤其是分布式光伏的增加，新的融资模式将会不断涌现。此前，作为互联网融资与光伏发电投资证券化的尝试，招商新能源曾与国电光伏和众筹网，以网络众筹的方式募集资金1000万元，建设1兆瓦的光伏电站。在韩启明看来，这种众筹模式做为新的尝试，是一种很好的路径。由于其规模较小，风险也不会太大。
同时，很多人也在借鉴美国solarcity 的商业模式。它的独特卖点是，它的租赁模式。设备和安装费由投资者和银行支付，业主无须支付任何前期费用，只需签订20年的租约，并为他们所使用的电力付费。这种模式在美国促使了当地住宅光伏电站的快速发展。
3、监管将趋于完善
国家对于项目的审批程序将进一步减少，光伏电站也在呈现爆发式增长，这对光伏电站建设的设计技术、运行管理、并网条件都提出了新的挑战，目前光伏行业独立光伏电站比较成熟，可参照常规电源管理；小型光伏电站标准存在争议，还没有明确国标出来，运营管理的标准也是比较缺乏的。为此，未来相应的监管标准和备案制度会相应完善。
经历欧美市场的“围追堵截”后，中国光伏企业正快速调转船头回归国内市场。这一点从国家能源局公布的统计数据不难发现：2013年，国内光伏电站新增10吉瓦（1000万千瓦），而实际情况甚至更多。事实上，此前多年的累计装机量也只有6吉瓦，这也难怪，有人惊呼，去年中国光伏电站的安装量领跑全球市场。
从2014年国家公布的计划安装量数据来看，这种爆炸式增长的趋势丝毫未减。目前，经过调整最终确定的安装量为14吉瓦。这几乎相当于过去所有年份，国内光伏电站安装量的总和。仔细分析不难发现，这样快速递增的结果，要拜天时、地利、人和所赐。
2013年十国新增装机量37GW
国内光伏新增和装机总量变化
就天时而言，中国光伏产业迭宕起伏10余年，几乎全部出口“为他人做嫁衣”，欧美“双反”中国光伏产品出口的大门近乎关闭，转向国内既实属无奈，也属绝好的机会。但不得不承认，此前国内地域辽阔，光伏电站市场却近乎空白。
在经历了“金太阳工程”3年有余的尝试后，西部光照资源富集的区域，逐步承接了绝大多数的光伏电站安装量。从国家能源局2013年底的统计数据来看：青海、甘肃、新疆、宁夏、内蒙古等省区占据了60%以上的份额。单就累计装机量而言，其中青海（3.21吉瓦）、甘肃（2.83吉瓦）、新疆（1.28吉瓦）、宁夏（1.26吉瓦）、内蒙古（910兆瓦），就增长量而言，也主要集中在甘肃（占2013年全年新增装机的24%），新疆（18%）和青海（17%）。而从今年开始，由于分布式光伏电站的崛起，东部省份江苏、山东、浙江、广东等也将成为光伏电站装机新的力量。毫无疑问，这是中国光伏企业，占据了绝佳的地利优势。
再看光伏市场的人和，政府为了推动国内光伏市场的拓展，相关政策从上到下曾接连不断。据《能源》杂志记者统计，2012年国家层面下发的与光伏有关的政策多达17项；2103年，同样有15项，涉及部门从国务院到国家发改委、财政部、工信部、国家能源局以及国家电网等多个部委。而今年政策的重点，则体现在各省市地方关于光伏电站（电价、补贴）更加具体的细节出台。这让国内原有的电站市场，正逐步呈现四处开花的局面。
但不可否认的是，无论是地面电站还是分布式电站，当前依然面临并网、融资、质量和管理等一系列问题。而在这些普遍的问题之外，让甘肃省武威金太阳园区副主任张国伟困惑的则是，光伏电站使用的荒滩，是否占有当地的土地使用指标，尚未有明确规定。
同时，就今年的实际情况而言，国内光伏电站市场也出现明显变化，那就是由原来的地面光伏电站为主，开始向地面光伏电站与分布式光伏电站并重转变。按照国家能源局的规划，2014年双方各自的装机分配量分别为6吉瓦和8吉瓦，后者首次超过前者，占到了60%的市场份额。这也将意味着，国内光伏电站的建设与普通人之间更为接近，光伏正逐步进入“大众化”时代。
二、亮点
1、密集的政策
从记者的统计来看，自2012年以来，国家针对光伏产业的政策多大数十项，但其中有几项关键的政策值得特别注意。首先是关乎每个企业利益的电价补贴调整方案。2013年8月26日，国家改革委出台《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，成为国内光伏电站建设中一道分水岭。
根据该通知要求，截止2013年底前，建成且并网发电的光伏电站，国家按照1元/度的标准进行补贴，而过了该时间节点，则执行新的光伏电站标杆上网电价政策。该政策按照各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为三类资源区，分别执行每度0.9元、0.95元、1元的电价标准。而青海、甘肃、新疆、宁夏四大光伏电站建设集中的区域，几乎都被归为0.9元/度的一类区域。
据NPD Solarbuzz分析师韩启明对记者表示，对于运营20年，投资回收期为6—8年的光伏电站项目而言，企业能否取得多余的这部分补贴，成为建设光伏电站巨大的动力，也导致了一股抢建风潮。据不完全统计，2013年以来，西部各省区相关的光伏企业，为了追上电价1元/度的补贴政策，抢建的项目多达数吉瓦。
另一个不得不提的政策是，项目审批权的下放。政策的内容。对于很多人而言，或许以为审批权的下放，地方会有更多地自主决定权，但事实不一定如此。作为2013年，光伏电站新增安装量夺得头彩的甘肃省，有人就有不同的看法。
在接受《能源》杂志记者采访时，该省能源系统匿名人士透露，从实际效果来看，审批权的下放，对于当地光伏电站项目的建设，“不是促进了，反倒有些限制”。该人士解释说，以前当地省发改委批复就可以了，现在虽然审批权下放，但是必须在国家能源局进行备案，如果没有备案的项目将得不到补贴，这样很多企业也没有太大的积极性。当然，他也补充说道，这也是国家进行光伏电站建设调控必须的手段。当然，对于光伏电站而言，国家电网的积极介入也是关键性因素。进入2014年，最显著的特点是，地方各省市关于光伏电站建设相应的细节不断涌现。
2、区域市场变迁
从去年开始，国内光伏电站市场出现了两个明显的变化：一是，甘肃、新疆两地的光伏电站新增装机量首次超过青海；二是，光伏电站不再局限于西部荒漠，中东部发达地区的装机量也异军突起。
按照NPD solarzubb的资料显示，截至2013年底，甘肃、新疆新增装机量2.6吉瓦和1.82吉瓦、超过青海的1.67吉瓦，成为国内装机量增长最快的两个区域。
据了解，甘肃省光伏电站主要集中于河西走廊的酒泉、张掖、金昌和武威等地。在接受记者采访时，当地多名相关人士，都将甘肃去年出现快速增长的结果，归结于此前充足的审批量以及电网系统的及时介入。张国伟就表示，除了电网的支持外，甘肃省出现如此快速的发展与2012 年以及2013年初，各地获得大量的路条有关。
据了解，如果加上武威民勤县的项目，武威市整个建成、在建及取得路条的光伏项目总计达1.5吉瓦。而张国伟介绍说，去年武威金太阳园区的光伏电站新增装机量400多兆瓦，累计装机并网量则为618兆瓦。与武威类似，张掖市已批总装机达1.5吉瓦。张掖市有高台、甘州、山丹三个百万千瓦光伏产业基地。而酒泉市，但就所属的金塔县就已累计获批708兆瓦的装机规模。
从2009年至今，敦煌市已累计批复1.1吉瓦的光伏电站安装量。截至去年年底，敦煌市光伏电站累计并网量为343兆瓦。记者从敦煌市发改局网站上看到，今年2月敦煌光电产业园首座330千伏升压站工程安装完毕，这也是敦煌“百万千瓦级以上太阳能发电示范基地”的关键工程。届时，该工程的输送量将达到108万千瓦。在该区域内，还有国网的一个330千伏的升压站也成为当地光伏发电重要的输送通道。敦煌市相关人士表示，敦煌并不存在上网的压力，目前的问题则在于“电网建设跟上去了，电站建设却没有足够的指标了。”
就新疆而言，光伏电站项目主要集中于哈密、石河子、阿拉尔等地，其增长迅速与批复相关外，也与逐步建设的电网有很大关系。目前来看，随着750千伏新疆与西北电网联网提升“疆电外送”外，今年即将建成的新疆首条特高压“疆电外送”工程哈密-郑州±800千伏直流输电工程，将使新疆电力外送能力达到1300万千瓦，年输电量超过650亿千瓦时。这些都给新疆电力外送寻找到了出口。
尽管去年甘肃、新疆两地光伏电站新增装机量超过青海，但在累计装机量中，青海依然以3.21吉瓦，位居全国之首。截至2013年底，青海省已建成集中并网光伏电站装机容量310万千瓦，占全省发电装机总量的18.29%。预计“十二五”末并网容量将超过500万千瓦，规划“十三五”达到1000万千瓦，青海省已成为国内光伏集中并网装机容量最大和发电量增长最快的省份。在接受《能源》杂志记者采访时，青海省格尔木能源局局长刘新平表示，“从2013年开始，当地的光伏电站建设逐步进入了平稳增长期，建设施工也更有秩序。”
在从全国整体的区域分布看来，国内光伏电站的建设也出现了明显的变化。国家能源局公布统计数据显示，2013年我国分布式光伏发电达到3吉瓦。目前，分布式光伏发电建设规模较大的省有浙江、山东和广东等，分别达到0.6吉瓦、0.4吉瓦和0.4吉瓦。而今年浙江、江苏、山东3省的光伏总装机量规划都在1.2吉瓦，广东也在900兆瓦。这都远远高出了同期其他省份安装量的指标。
从今年1月14日，国家能源局调整原有安装量的计划，从12.2吉瓦增加到14.05吉瓦，其中增加的1.85吉瓦主要是地面电站，其中指标增加的有：安徽250兆瓦，河南、湖北200兆瓦，山西150兆瓦，北京、内蒙、江苏、浙江、新疆、兵团、广东100兆瓦，江西80兆瓦，吉林、黑龙江、福建、湖南、广西50兆瓦，贵州30兆瓦，天津20兆瓦。通过这些数据，我们也不难看出增加的部分，主要还是集中在中东部地区，而传统的青海、甘肃、新疆等地则没有太大的增加量。
3、国企主导的市场
在光伏电站建设中，值得关注的就是这里几乎是国企的天下。数据显示，2013年新增光伏装机量排名前十的企业分别是：中电投、中节能、浙江正泰、华电、国电、华能、三峡集团、招商新能源、中广核、大唐。这十家企业新增量的总和为5.77吉瓦，占全国总装机量的近一半比例。其中，中电投居首，去年新增装机1.9吉瓦，占到1/3。民企只有浙江正泰一家，占比约一成。
据了解，2013年底正泰新能源公司在新疆、甘肃等西部省区的六个光伏发电项目相继并网发电，一周内并网项目累计达到220兆瓦。至此该公司建设的光伏电站总装机容量已超过1200兆瓦。这也让正泰成为国内最大的民营光伏发电投资企业。同时，作为国内EPC重要的企业，新疆特变电工在光伏电站建设中也占有一席之地。
三、风险
1、消纳、质量仍困扰地面光伏电站
从目前来看，地面光伏电站面临的问题主要集中在以下几个方面：一是，并网消纳难。众所周知，西部光伏电站集中的区域，恰恰是工业企业少，经济欠发达地区，尽管国家电网在这些区域正在积极建设相应的特高压输变线路，但依然难以满足当下的需求。在甘肃敦煌目前，仍有500多兆瓦的在建项目尚未备案，并网将是很大的挑战。而张国伟也表示，武威金太阳园区的发电量基本都是本地消纳，暂时并没有输入特高压，而去年并网量也只有400多兆瓦。
二是，并网难由此带来到财务风险和融资问题。知情人士向记者透露，由于并网难某些光伏电站项目的风险越来越大。该人士举例说，如果建设一个20兆瓦的光伏电站，投资需要2亿，如果全部从银行贷款，按年利率6%计算，一年要给银行的利息就1200万。如果企业没钱还贷，将电站抵押给银行，两年内依旧并不了网发不了电，银行也是不愿接手承担风险的。所以，光伏电站虽然看似收益率很高，但这一切都是建立在并网，发电的基础上。
第三，质量的风险。随着大批制造企业加入电站建设的行列，带来的电池组件质量也是参差不齐。上述知情人士表示，国内对组件的检测更多的是在实验室，而各地的环境差异很大，如上海与青海的紫外线强度完全不一样，如果电池板都按照一个标准来做，发电效率势必不同。与此同时，由质量不稳定导致的另一个问题是，光伏电站衰减率的增加。
北京鉴衡认定中心的数据显示，他们对运行1年左右的11各电站进行检测，结果显示51%的电池组件衰减率在5%至10%，30%的组件衰减率在10%，8%的组件衰减率超过20%。这意味着厂商承诺25年衰减20%的质保在运行一年后，就就达到了衰减底线。
为了应对光伏组件的衰减率，电站企业往往以增加安装量来掩盖。一般情况下，光伏地面电站按矩阵排列，一个矩阵按理安装1兆瓦，但是企业为了提高发电效率，装1.1兆瓦甚至更多都是当前存在的问题，“没有人去仔细数电池板，多装点根本看不出来。”
第四、用地的困惑。在张国伟看来，地面光伏电站的用地是否占用当地工业用地指标，尚无明确说明。比如一座50兆瓦的光伏电站，占地面积在1500亩到1800亩之间，如果这部分土地占有了当地的用地指标，那么其他项目会减少大量的用地指标。目前，张国伟所在的地区都是无偿划拨土地，但划拨土地相对出让土地对于光伏电站企业而言，是无法从银行抵押贷款的。事实上，这也是国内光伏电站建设面临的一个普遍问题。
2、分布式光伏电站需破解产权、标准难题
与地面光伏电站相比，分布式电站面临更大的困难。分布式光伏按照安装区域不同，大体分为商业型和居民型。其主要表现有以下几个方面：
首先，产权界定难，合适屋顶难找。广东爱康太阳能科技有限公司战略规划部经理沈昱在接受《能源》杂志采访时表示，在园区内找到合适的屋顶，是比较困难的事情。一般而言，光伏电站企业经营时间长达25年，而屋顶所属企业可能面临3年或5年出现更替的现象，甚至企业倒闭，则面临发出来的电销售难的问题。另外，对于居民屋顶，想要在自己家楼上装电站，首先要去物业备案，还要争得同一栋楼其他住户的同意，比较麻烦。
第二，融资问题。由于国内分布式光伏电站尚未形成有效的盈利模式，加之屋顶本身的制约因素，往往致使投资和收益不成比例。这也让投资者对国内分布式光伏电站颇为犹豫。
第三，储能市场的空白。分布式光伏如果真正推广，一个无法回避的问题就是解决储能。国家发改委能源研究所研究员时璟丽强调说，特别是对于住宅太阳能光伏用户来说，完善的储能机制才能真正实现效益的最大化。目前来看，如果和规避高峰电价，防止断电带来的风险，甚至减少电力的浪费，储能市场则是一片空白。
第四，相应的标准并不健全。此前，工信部出台的《光伏制造行业规范条件》，只是针对光伏组件制造生产领域进行了规范，而对于光伏系统其他的必要设备特别是涉及到光伏发电系统具体的安装时，并没有明确的规范。如国内甚至没有自己的光伏并网逆变器国家认证，有的仍是此前的金太阳认证。
第五，随着分布式光伏的大量出现，或引发“热岛效应”。有专家表示，目前国内大力推广的分布式光伏电站主要集中于东部沿海人口密集，经济发达的区域。随着大量分布式光伏电站的建设，将导致城市气温的升高，而这可能会带来一定的安全风险。如果引发火灾，届时如何处置都需要注意。
四、趋势
1、分布式光伏正艰难起步
2013年，国家加快了分布式光伏电站的推动力度。8月份，国家能源局公布了第一批“分布式光伏发电示范区”名单，涉及7省5市共18个示范区项目。2014年，国家再次把分布式光伏的比重调整到8吉瓦。分布式光伏的崛起对国内光伏市场来说不仅仅是装机方式的改变，还是整个商业模式的革命，电站融资渠道、建设模式、运维方式、电站交易等都将发生巨大变化，分布式的开发模式更类似商业地产，这对国内光伏企业来说是一个转型机会。
2、未来融资模式将呈现多元化
目前，国内光伏电站建设企业的资金来源主要有两种途径：一是，企业的自有资金；二是，银行贷款。随着光伏电站装机量的提升，尤其是分布式光伏的增加，新的融资模式将会不断涌现。此前，作为互联网融资与光伏发电投资证券化的尝试，招商新能源曾与国电光伏和众筹网，以网络众筹的方式募集资金1000万元，建设1兆瓦的光伏电站。在韩启明看来，这种众筹模式做为新的尝试，是一种很好的路径。由于其规模较小，风险也不会太大。
同时，很多人也在借鉴美国solarcity 的商业模式。它的独特卖点是，它的租赁模式。设备和安装费由投资者和银行支付，业主无须支付任何前期费用，只需签订20年的租约，并为他们所使用的电力付费。这种模式在美国促使了当地住宅光伏电站的快速发展。
3、监管将趋于完善
国家对于项目的审批程序将进一步减少，光伏电站也在呈现爆发式增长，这对光伏电站建设的设计技术、运行管理、并网条件都提出了新的挑战，目前光伏行业独立光伏电站比较成熟，可参照常规电源管理；小型光伏电站标准存在争议，还没有明确国标出来，运营管理的标准也是比较缺乏的。为此，未来相应的监管标准和备案制度会相应完善。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201404/25/52082.html
