8月4日国家能源局局长吴新雄在嘉兴分布式光伏发电交流会上洋洋洒洒说了一大堆干货，本想着这些天小伙伴们会来个详细解读的，结果都忙着推光伏票子和数钱去了。自觉在业务操作上还有许多内容值得细细探讨，故写点东西出来，来个抛砖引玉，希望讨论得更深入一些。
（一）
吴新雄讲话内容有这么几个主要观点：
一、分布式光伏发电大方向方面
1、国务院及能源局高度重视光伏产业，花费好大力气和成本来推这个事。国家在国际上能够左右市场的产业并不多，光伏产业是其中为数不多的一个，目前欧美双反围剿我们，这个光伏产业国际话语权我们会保住。要保住就要大力推国内市场，我们40GW产能，国内市场提到15GW就可消化4成。（第二个意思：你们老外老借碳减排来打我们的脸，我们要用光伏反打你们的脸）
2、中期能源战略是煤清洁高效利用、提高烧气比例、2020年非化石能源占比15%。非化石能源目前占比9.8%，水电现在2.8亿，2020年要达到3.2亿千瓦装机，风电现在7500万千瓦，2020年要达到2亿装机容量，太阳能现在1500万千瓦，2020年要达到一亿千瓦的装机容量。（未来增速排序估计：太阳能、风电、天然气、水电、煤）
3、分布式能源是新城镇化的重要组成部分。城市人口多，靠几个天然气管道集中用气，高峰差、低谷差大。方向是，将城市分成一个个居住5000~20000人的建筑群，用ARG气化、三联供，集中制能，集中制热，屋顶上有太阳能发电，这样小区完全清洁化了。这是未来的新城镇、新能源、新生活。（请自行联想强哥力推新城镇化的强度和内容）
4、从西部集中式转向东中部分布式。西部3000小时光照，东中部1000多小时光照，为何转？西部自身消化不了，输电损耗大，东中部太阳能发电全是高峰电，电价高，经济条件好，设定的补贴已使得投资回报率比西部高。（早该转了。分布式光伏项目天然亲民，以后可成为居民看得见摸得着的、稳定收益的养老投资资产）
5、计划择时推出各省用电清洁能源配额制。文件已拟好，会择时下发，清洁能源各个省要作为碳排放、能源考核的依据。（是继初装补贴和FIT之后的重磅政策，要动某部分利益集团的奶酪；补贴+强制性配额，可撬起更大的市场）
6、强调二十年补贴政策不变。但随着时间推移，补贴额度有可能微调。新能源总补贴政策不变，集中式补贴可能要适当降低一点，分布式补贴要适当提一点。（政策稳定性很重要，光伏项目现金流证券化首要条件是收益稳定性）
二、今年推动分布式光伏发电发展方面
1、扩大分布式光伏发电市场
1）对于利用地面场所或农业大棚等无电力消费的设施建设、在35千伏及以下电压等级接入电网、单个项目容量不超过2万千瓦且所发电量在并网点变电台区消纳的光伏电站项目，可以纳入分布式光伏发电规模指标管理，执行当地光伏电站标杆上网电价。（分布式光伏发电上半年备案完成率太低了，荒山荒坡、农业大棚、滩涂、鱼塘、湖泊等地面电站转过来充数）
2）增加一条措施，在电力用户用电量显著减少或者消失的情况下，可以转为“全额上网”，执行光伏电站标杆电价，解除投资者对电费回收的后顾之忧。
3）鼓励有条件的地方，强制耗能较高的企业新建建筑屋顶安装光伏发电。
2、落实今年光伏发电装机容量
年初已将2014年新增备案规模下达到各地区（14GW，分布式8GW），但半年只执行了3.3GW，会后，各地方要加大执行力度，力争全年光伏发电新增并网容量达到13GW以上。对于计划执行不好的地区，不再增加其光伏发电规模指标。
3、多措并举解决好屋顶分布式光伏项目问题
……各种细节……（细节略，可看原文，其中并网简化、电费收入保障、光伏电站质量保证、项目融资创新等都很重要）
提一下落实屋顶项目的两条措施：
1）工业园屋顶项目。鼓励工业园管委会成立公司统一开发园区内屋顶光电项目，解决扯皮问题。（根据官方统计数据，目前全国适用的建筑屋顶可建成300GW分布式光伏电站，其中工业园区80GW；园区内企业资金实力强，园区屋顶项目将最先大规模铺开）
2）能源央企屋顶项目。要求每家能源央企至少要与一个地方政府合作，成建制地开发建设一个分布式光伏示范区。（117家能源央企，每家今年仅落实30MW，就有3.5GW）
4、PPA试点
计划选择部分示范区开展分布式光伏发电区域电力交易试点，允许分布式光伏发电项目向同一变电台区的符合政策和条件的电力用户直接售电，电价由供用电双方协商，电网企业负责输电和电费结算。（未来发展方向）
（二）
吴新雄的讲话相当全面，将分布式光伏发电各个方面的问题和对策都提到了，对策也相当有操作性。顺着吴局的思路，再讲讲两个方面的实际情况。
一、今年光伏装机容量有多少？
吴局说力增13GW以上，业界普遍预测13~15GW，我更乐观一点，15~17GW。除开上半年的3.3GW，下半年12~14GW主要来自于这几个方面：
1、享受标杆电价的地面光伏电站。这部分电站上半年并网2.3GW，下半年力度可能稍大，预计3~4GW。
2、纳入分布式指标的地面光伏电站（滩涂、荒山等）。这部分光伏电站单体规模一般2~20MW，范围广。该类项目无就地消纳荷载，实际执行分布式补贴，收益率低，审批也较难，执行标杆电价后，投资收益率提升，应该有量出来。该部分弹性较大，可预测为1~3GW，中值2GW。
3、工业园屋顶项目+工业企业屋顶光伏项目。这部分是分布式光伏屋顶主力，主要为自发自用（比上网收益高）。实际操作中，项目单体规模可高于6MW。上半年分布式光伏发电备案完成率低主要原因在于地方政府在制定地方细则，细则集中在6~8月出来，备案也在此时间段大体落实完毕。少数地方就执行国家统一的分布式补贴，大部分地方还有额外的补贴，所以今年这部分放量是可明确预期的。预计5~6GW。
4、商业屋顶光伏项目。吴局鼓励地方政府额外补贴学校、医院等公共机构分布式光伏发电项目，也鼓励在火车站、高速公路服务区、飞机场航站楼、大型综合交通枢纽建筑、大型体育场馆和停车场等公共建筑推广分布式光伏发电应用，加上商业写字楼等，这部分预计500MW~1GW。
5、居民屋顶光伏项目。居民用电时间与光伏发电时间不匹配，自发自用率低，仅0.42元/度补贴的话，收益率低，初始投资意愿也低，所以这部分是分布式光伏发电工作的难点，目前仅有别墅类项目有小部分量，预计300~500MW。
二、分布式光伏项目投融资难点
吴局也谈了这方面的内容，但说得不深。目前光伏发电项目市场约1200亿元左右（15GW×8元/瓦），市场主要靠企业项目资本金+国开行贷款来启动（业主靠发电收入+政府补贴来回收投资），民间财务资本、商业银行基本没有介入进来。实际上投融资已是继并网难之后的最大的光伏发展难题。
难点主要如下：
1、参与光伏项目的民营企业，融资渠道单一，贷款相对较难，利率较高
民营企业光伏项目资本金来源有限，一是靠企业自有经营积累资金，二是来自于股票融资（操作性较难较差）。光伏项目资金需求量大，而且资金很容易被沉淀，所以持续发展很困难。
在贷款方面，国有开发企业实力强大，且有集团母公司担保，易取得银行授信，一般可以拿到持平基准利率的贷款，民营开发企业则贷款相对较难，利率也会上浮。利率是影响项目收益率的重要因素，所以项目收益率比不上国有开发企业的项目，国有企业也凭借这个因素大包大揽光伏开发市场。
2、民间财务资本、商业银行不介入，光靠国开行贷款覆盖面远远不够
国开行规模再大，人力也会有限，目前只能覆盖一些大的光伏项目，中小型光伏项目较难以顾及。目前保险和租赁企业正在介入进来，但还在起步阶段。分布式光伏项目光靠资本金投入，没有债务资金进来，是启动不起来的。
原因分析如下：
1、政策制定有偏差
2012年新增光伏装机容量中，分布式占比47.4%，2013年由初装补贴改为度电补贴后，当年分布式占比下降到6.2%（0.8GW）。2014年初国家指导意见是分布式占比57%，但实际上上半年分布式占比仅30%（1GW），与预期差距较远，而且这些项目大部分是由上年转过来的，扣除这部分，上半年新增分布式光伏电站非常少。
主要原因在于政策制定与实际情况有偏差，初装补贴政策转向度电补贴政策中没有平稳过渡。
在初装补贴政策中，光伏电站装机容量每瓦补贴标准逐年下滑速度跟不上光伏组件及EPC价格的下滑速度，使得分布式光伏电站项目投资回报过于丰厚（一是由于补贴标准没有前瞻性，二是拖工期骗补现象严重）。以BAPV为例，2009年、2010年、2012年、2013年上半年BAPV每瓦补贴分别为15、13、7.5、5.5元，2013年EPC价格已下滑8~9元/瓦，使得项目资本金投资回收期在2年左右。
由于可再生能源专项基金有限（目前约为80亿元），初装补贴模式出现问题过多，2013年下半年补贴模式改为度电补贴，分布式光伏电站每度电补贴0.42元，补贴20年，项目资本金投资回收期拉长至7~11年。有些项目因为测算中年现金回收额抵不过利息开支而启动不了。投资回收期过长，投资资金意愿一下子降低。
简单测算在度电补贴模式下，东中部分布式光伏电站项目实际每瓦补贴额：每瓦20年平均发电量为1度/年，0.42×1×20=8.4元/瓦（不考虑通胀），大于2013年上半年的补贴标准5.5元/瓦。即度电补贴模式下，对光伏电站项目的补贴实际上比初装补贴高（考虑到通胀，可能持平）。
说起这个不是说批评度电补贴模式，而是说在政策上可以有更灵活和更平稳的考量，如采用“部分初装补贴模式+部分度电补贴模式”，或在度电补贴模式下，前5年补贴额大一些，后15年补贴额小一些。起码要让投资者现金回收得快一些，这样民间资本也会有意愿介入进来，分布式光伏发电的商业模式也会丰富起来。
2、商业模式不清晰
在靠政府补贴撬动的产业，政策决定了商业模式。目前在操作中，地面光伏电站和部分工业屋顶分布式光伏电站（业主自营）是有商业模式的。商业屋顶分布式光伏电站的商业模式比较模糊，投资收益率与贷款利息大体持平。居民屋顶分布式光伏电站几乎可以说没有商业模式，项目基本无法贷款，而自发而起的项目回收期也在10年以上。
除了政府补贴水平因素外，很多分布式光伏项目没有商业模式的关键原因在于成熟的分布式光伏项目安装质量评估机制和保险机制还没有出现，这些项目的各项风险和现金流无法被定价，收益无法被抵押，故项目在前期的投资回报评估阶段都通过不了。有了评估和定价基础，才会有后面的融资创新。
如在德国（20年固定FIT政策）的分布式发电项目商业模式中，项目贷款主要通过政策性银行（复兴银行）及商业银行（来自于复兴银行的贷款）评估后100%发放。该债务融资为有限追索权贷款，由上网电价和光伏电站项目资产作为抵押，完全由电费收入产生的现金流进行偿还。由于有清晰的商业模式，各路民间资金纷纷流入独立开发商（SPV）。
如在美国（投资税务减免+可再生能源配额政策）SolarCity的PPA/租赁商业模式中，20年的PPA协议/租赁合同中存在现金流分布不平衡的问题，分期向用户收取的电费或租金无法解决巨额初期投资压力，SolarCity通过融资创新，将PPA/租赁合同的未来现金流进行货币化，吸引税务投资机构，并通过巧妙的合资模式和售后回租模式，获得了（由税务投资者出资的）持续开发光伏项目的资本金。在这里，SolarCity自己承担了光伏资产的评估和定价工作。
（三）综上所述，小建议
一、培养成熟的分布式光伏项目安装质量评估机制和保险机制。
除了要求光伏设备必须采用经国家认监委批准的认证机构认证的光伏产品外，还需实施光伏电站质量评估机构准入制，由批准的评估机构为每个光伏电站发放评估证书，证书可将光伏电站质量分个三六九等，给保险公司、租赁公司和商业银行统一使用，作为光伏电站定价的基础。评估机构借此取得收入，但被发现作假，可禁入及罚款。
二、微调度电补贴。
将20年不变的度电补贴，微调为：前5年（或前10年）补贴额大一些，后15年（或后10年）补贴额小一些。借此缩短投资回收期，吸引民间财务资本。
对居民屋顶分布式发电项目的度电补贴，在上面微调的基础上，再把度电补贴额度适当提高一下，使之有行之有效的商业模式。
三、对商业银行实施可再生能源信贷配额。
依靠自发的商业行为，商业银行对光伏电站项目放贷意愿很低。即使学习德国复兴银行做法，再贷款给商业银行，也会收效不高，因为商业银行的收入太丰厚了。在光伏电站可bankability之后，对商业银行实施强制性的可再生能源信贷配额，可大幅促进光伏电站的发展。
>
>
