分布式光伏发电是国际先进国家开发利用太阳能的主要方式，在我国，对缓解可再生能源电力集中开发面临的“弃风”、“弃光”限电问题，减少集中式开发的补贴需求，特别是增加城市中的清洁能源供应具有重要意义。2013年以来，国家通过颁布电价、加大补贴、简化审批等方式，制定了规模化发展分布式光伏发电的战略。但一年多以来，我国分布式光伏发展规模仍低于预期，屋顶协调难、融资贷款难、商业模式单一等问题仍普遍存在。为识别当前制约我国分布式光伏发展的瓶颈问题，分析深层次原因，提出完善政策建议，我们于2014年7月、8月和10月分别赴广东省三水市、浙江省嘉兴市，以及山东省聊城、济南、泰安、淄博、潍坊、青岛等市开展了调研。
一、我国分布式光伏发展背景
太阳能光伏是一个高新技术行业，我国光伏产业经历了几个发展阶段。从2003年开始实施“送电到乡”等国家扶贫项目起步，到2005年《可再生能源法》颁布，国内兴起了一批光伏产品制造企业，在江苏、浙江、江西、河北等省，逐渐形成了光伏产业集聚区，并涌现了尚德、英利、赛维LDK等十几家在国际资本市场上市、市场份额全球领先的企业。但由于光伏发电成本较高，这些企业主要以出口国外市场为主，国内市场应用规模很小。自2009年全球金融危机以来，国际光伏市场需求大幅萎缩，尤其是自2011年开始，欧美国家对我国光伏产业实施“双反”调查，随后征收高额关税，严重依赖国际市场的国内光伏企业面临生死存亡。考虑到十年来光伏产品价格下降了几乎一个量级，为支持光伏产业发展，国家从2013年开始，提出大力扩大国内光伏市场应用。分布式光伏贴近电力用户，节省了输配电成本，大大降低了补贴需求，同时也是城市中为数不多的可开发清洁能源，因而国家提出要大力开拓分布式光伏发电市场。相关政府部门当年陆续出台了光伏发电价格、补贴、税收等方面相关鼓励政策，颁布了分布式光伏项目备案、并网接入等管理规定，并提出未来几年每年新增光伏发电1000万千瓦、其中分布式占800万千瓦的发展目标，还将建设18个分布式光伏发电示范区，并将联合国家开发银行，在示范区内探索规模化的商业开发和融资模式。电网公司也公布了分布式项目并网条例和标准，简化并网程序。浙江、江西等省市县各级政府出台了额外补贴政策，加大支持力度。
然而，尽管各级政府高度重视、联合施策，我国分布式光伏发展仍低于预期。截至2014年上半年，光伏发电并网总装机容量2108万千瓦，其中分布式光伏394万千瓦，仅占19%，与发展目标相差甚远。特别是在2013、2014年国家和地方政府密集出台多项支持政策条件下，2014年上半年分布式光伏新增装机84万千瓦，仅实现年度发展目标的十分之一。
二、调研概况
（一）广东三水调研情况
国家设立分布式光伏示范区的目的，是发挥园区管委会较强的管理沟通能力，从而解决屋顶协调、企业诚信担保、融资平台建立等问题。调研了解到，为鼓励分布式光伏应用，三水工业园区将各种地方政策与国家鼓励政策相结合，要求区内新建的厂房，必须与政府签订屋顶使用合同，对分布式光伏发电量，给予节能减排折减优惠，并组织专业机构，对新建建筑和已有建筑屋顶安装光伏的安全性进行审查。国家预期通过园区管委会统筹协调多个企业屋顶建设分布式光伏项目的试点，在实际中也得到了有效执行。
但从调研了解的情况看，三水示范区的分布式光伏项目建设进度较缓。到2014年上半年，三水分布式光伏示范区已建成13兆瓦屋顶光伏发电项目，其中只有约50千瓦是享受2013年出台的0.42元/千瓦时补贴的分布式光伏项目，其余都是享受初投资补贴的“金太阳示范工程”项目。主要原因不在于备案、并网、补贴等过去困扰分布式光伏发展所存在的问题，主要还是融资问题没有得到有效解决。
为专门支持示范区建设，国家能源局和国开行联合发文，要在示范区内成立以企业信用为基础、以市场化方式运作的地方融资平台，国开行向该平台提供授信，平台以委托贷款等有效的资金运作方式，向符合条件的对象提供融资支持。三水示范区也尝试开展了融资模式创新，成立了由三水园区管委会及其他两家企业共三家主体共同出资组建的股份制公司，以此作为融资平台。为降低风险，国开行要求地方政府为这笔贷款提供担保。虽然地方政府在发展分布式光伏方面非常积极，但这种担保会占用地方政府举债空间，影响地方政府整体融资能力，地方政府对此难以下定决心。项目公司无奈提出由股东按照股份比重提供相应金额担保的方式获得国开行资金，即传统的股东担保融资方式，这也意味着建立地方融资平台的模式没有取得实质性突破，国家计划通过政策性银行支持开展融资平台建设没有达到预期的目的。
（二）浙江嘉兴调研情况
浙江分布式光伏发展排名全国第一，与其光伏产业基础强、省市政府高度重视光伏发展密切相关。浙江是全国分布式光伏补贴力度最大、出台时间最早的省份。在国家对分布式光伏补贴0.42元/千瓦时的基础上，浙江省2013年出台了全省再补贴0.1元/千瓦时的优惠政策。2014年前三个季度，浙江新增分布式光伏28万千瓦，位居全国前列。
虽然嘉兴并不是国家确定的分布式光伏示范区，但围绕海润等光伏龙头企业，嘉兴较早制定了着力发展光伏产业“五位一体”综合创新战略，即光伏装备产业基地建设、光伏产业技术创新体系建设与体制创新、光伏发电集中连片开发的商业模式创新、适应分布式能源的区域智能电网建设、政策集成支持体系创新相结合，力图打造新能源带动地区经济发展的转型战略。为此，嘉兴市在国家和省级补贴的基础上，再提出全市补贴0.1元/千瓦时的刺激政策，而下辖秀洲区更是提出再给予1元/瓦投资补贴的第四级补贴政策。秀洲区规划建设6.1万千瓦分布式光伏发电应用示范区项目，截止2014年6月，全区已建成2万千瓦，占全省新增规模的2%，相当于很多省的装机规模。嘉兴市下辖的桐乡、南湖、海宁等区县，也都类似的补贴政策。
嘉兴市分布式光伏发展的成功经验是政府发挥了积极引导作用。嘉兴市工业园区管委会对工业园区的屋顶进行统筹规划、统一管理，妥善解决好屋顶业主、光伏发电业主、电力用户三方的利益关系问题，落实屋顶资源，实施硬措施。
虽然围绕促进光伏产业集聚区的嘉兴模式取得了一定突破，但应该看到，这些成绩依赖于地方政府的大力支持，特别是省、市、区三级较大的资金补贴政策，这与嘉兴经济实力较强有关，而这种补贴优惠取消之后的后续成长力如何，也难以评估。
（三）山东济南、潍坊等市调研情况
山东是经济能源大省，电力需求量大，凭借较多工业厂房屋顶、用电负荷大的优势，建设了一批投资回报效益较好的分布式光伏项目，近年来分布式光伏发展较快，2014年上半年并网容量达到25.4万千瓦。通过光伏开发企业与传统工业企业合作的形式，拓展了分布式光伏可开发资源。如山东高速集团与英利太阳能公司合作，计划在山东高速服务区、护坡、互通立交闲置土地、大型工矿企业、蔬菜、养殖大棚、沿海滩涂、池塘等规划建设100万千瓦分布式光伏电站。英大新能源公司与山东海化集团合作，在潍坊利用碱渣综合治理土地计划建设20万千瓦分布式光伏项目，以5条35千伏电压线路就近直供潍坊纯碱厂、滨海开发区等用电需求。由于这些项目规模较大，母公司具有开发实力和贷款担保能力，实质是以投资建设电站但享受分布式光伏优惠政策的方式进行开发，绕开了分布式光伏开发的收益分享机制复杂、融资担保困难等问题。
调研中还发现，2014年国家能源局给山东省下达了100万千瓦的年度光伏发展计划，其中20万千瓦是光伏电站、80万千瓦是分布式光伏。但实际建设情况是集中式电站较多，分布式项目完不成指标。原因是电站项目电量全部销售电网，收益可以保障，分布式需协调利益相关方关系复杂，及时回收电费具有不确定性。在2014年国家调整分布式光伏项目范围之后，这些项目还是宁可将电量全部卖给电网，正是因为电网代为计量和收费的第三方售电模式仍不成熟。
三、当前制约分布式光伏发展的瓶颈问题分析
调研发现，虽然部分地区、部分项目仍存在电网接入难、补贴发放不及时、审批流程不透明等问题，但这些已不是困扰分布式光伏发展的主要障碍。当前制约我国分布式光伏规模化发展的主要瓶颈，是各种不确定性风险的存在导致项目收益预期不稳定，难以形成完善的商业开发模式和投融资体系。这主要是因为：
（一）合同能源管理的商业模式存在较大市场风险
当前，我国分布式光伏发电项目的商业模式局限于两种：一是自有屋顶，自发自用，余电上网；二是合同能源管理，光伏系统开发商在业主屋顶建设项目，向业主供电，也可以余电上网，协商利益分成关系。由于自有屋顶的企业，并不是专门的发电企业，因而，一般情况下，我国以提供合同能源服务的第三方开发分布式光伏系统模式为主。但由于我国尚没有建立有效的诚信体系，使得合同能源服务公司面临着屋顶业务不交电费的违约风险，而一般金融系统没有精力通过司法手段去降低这类不确定性带来的风险，因而不愿意对此类项目给予融资。合同能源服务的融资难，在节能服务管理领域普遍存在，昭示了分布式光伏项目的融资模式需要有较大的创新突破。
（二）屋顶业主长期稳定用电的风险难以消除
我国目前的补贴模式，要求拥有屋顶业主必须有较大自用电量比例，这是因为分布式光伏项目的收益包括两个部分：一是减少的光伏发电抵消的从电网购电的电费支出，通常工商业电价0.8—1元/千瓦时；二是0.42元/千瓦时的补贴。如果自用比例较低，光伏电力只能输送到网上，那项目将只能获得当地火电上网价格的收益，这个水平一般在0.3—0.4元/千瓦时，大大低于工商业电价。因而，如果屋顶用户电量降低，将大大降低项目收益，极端情况下，如果屋顶业务的企业倒闭，完全没有电力消费，分布式光伏项目将不得不全部上网，项目收益将大大低于预期。
（三）现有电力体制机制限制了分布式项目扩大收益的可能
我国《电力法》规定，一个售电区只能有一个电力供应商。在电力短缺、计划经济时代，这对保障电力供应、理顺电力建设非常必要。但这个规定大大限制了贴近电力用户的分布式发电项目建设。虽然国家相关部门专门出台文件豁免了分布式光伏项目的发电许可权，但这些项目仍只能“自发自用、余量上网”，在自身无法消纳全部电力的情况下，无法向相邻的电力用户供电。因而，分布式光伏项目的投资人只能寻找同时满足足够大的屋顶面积、有足够大自用电特征的屋顶项目，这大大局限了我国分布式光伏市场的发展空间。
（四）行业信息不透明束缚了投资人的决策空间
分布式光伏项目一般有20年的发电寿命，但目前我国尚未建立分布式光伏项目信息数据库，光伏产品参差不齐，开发商、运营商的能力也无法评估，项目年发电量等信息没有充分披露的渠道。对投资者而言，这些都使得他们无法衡量项目的真正品质。由于没有成熟的资产评估体系，保险公司实质性介入不足，使得整个分布式光伏行业的风险共担能力大大受限。
正是由于存在上述的诸多风险，金融机构普遍无法将分布式光伏系统当作一个可带来稳定收益的资产。金融机构认为，难以真实评估分布式光伏系统的现金收益，无法对项目给予有现金流担保的贷款。因而，不仅商业性银行没有介入分布式光伏的项目融资，连国开行这样的政策性银行在金融创新上也存在着诸多顾虑。总之，从调研了解到的情况看，分布式光伏系统无需燃料的发电效益及其带来的显着环境效益，都无法转变为金融系统认可的抵押能力，整个行业缺乏证券化能力，严重缺乏持续不断、有活力的资金投入。
四、国外发展分布式光伏经验
国际上分布式光伏发展较好的国家具备三方面有利条件：一是具有竞争性的电力市场，二是对可再生能源发展制定了较大力度的经济激励政策，三是投资市场具备完善的信用体系。
电力市场开放竞争，市场参与主体活跃。德国一直是光伏发电领先国家，且80%光伏项目是以居民为开发主体的分布式光伏。普通居民对投资光伏系统具有可行性、积极性，除其房屋以独栋建筑为主、具有屋顶资源外，更重要的是其开放竞争的电力市场。只要符合安全、环保、土地使用、并网标准等要求，投资者参与可再生能源电源开发的申请手续便捷，市场进入门槛较低。通过上下网安装两个电表，分布式光伏开发者既可以“自发自用，余电上网”，也可以全部出售，甚至可以集连成片、以股份形式共同开发并分享发电收益。美国加州等实行“净电表”政策，电量也可以自由买卖，竞争性电力市场是重要的前提。
可再生能源发电支持力度大，保障了分布式光伏发电的市场竞争力。德国、日本等国光伏发电系统建设成本都显着高于我国，基本是我国的两倍以上，但分布式光伏发电收益稳定、盈利空间远高于我国，德国前两年甚至出现了分布式光伏发展超过预期，政府主动控制发展规模的情况，主要得益于这些国家较大力度且持续稳定的政策支持。政策支持力度包括两方面：一方面是对可再生能源发电本身的支持，如德国、日本实施固定电价政策，美国实施配额制和“净电表”政策等；另一方面，更重要的是通过税收手段等增加化石能源利用成本，内部化其环境外部性成本，高电价使分布式光伏获得了公平竞争环境，具有市场竞争力。德国2014年居民电价约为26欧分/千瓦时（2.2元/千瓦时）左右，电价中各类税收约占一半，主要是资源税和环境税种。在较高稳定的收益率面前，分布式光伏成为养老金、保险等争相追求稳定回报的投资热点领域。
投融资市场信用体系完备，为创新融资模式提供了基础。美国、德国对分布式光伏系统投资者都建立了完善的信用系统，包括对组件采购、系统维护、电量生产等数据都进行实时统计，信息透明、及时公布，对投资者权益进行了保护，且便于对资产评定和估值，有利于光伏资产证券化。美国Solarcity公司就创新建立了这样一个融资平台，利用美国投资新能源可抵扣税的鼓励政策，通过统一租赁屋顶资源，负责项目选址、开发、运营，与屋顶业主获取、分享电费和抵税收益。由于资产盈利性好，公司上市并获取了良好信誉，将光伏资产证券化并向投资公司、社会资本等融资，并与特斯拉电动汽车、谷歌等公司等合作开拓新的市场，形成了良性循环。
五、促进我国分布式光伏发展的思考
分布式光伏是“第三次工业革命”所描述的能源网与互联网相结合的核心技术，发展分布式光伏是实现新一轮能源革命的重要特征，是全球大势所趋。就我国当前而言，分布式光伏项目投资金额小，是最易吸引社会资本的领域。但实际情况是，一方面大量的社会资金找不到合适的投资领域，只能投向房地产等过剩产能领域；另一方面是类似分布式光伏等新兴行业缺乏足够的资金支持，步履维艰。
虽然我国的体制机制与国外的情况有很大差异，但国外在创建有利于新能源发展的制度环境方面值得我们借鉴。为此，提出如下建议：
（一）切实落实已有政策，清除各种风险
一是地方政府统一规划、加强协调，对新建厂房、公共建筑、高速和加油站闲置空间等提出建设分布式光伏的要求，预留场地、规范标准，保障分布式光伏资源来源。
二是加强监管，加大对地方政府和地方电网公司的监管力度，强化监督机制，对分布式光伏政策落实情况进行定期监督、检查、报告，对相关政策机制进行不断完善，及时调整不足之处，清除政策落实执行中存在的障碍。
三是完善管理程序，进一步规范项目备案、并网、补贴发放流程，保障项目收益持续稳定，尽可能消除不必要的政策实施层面风险。
（二）开展电力运营模式创新
必须改变电网公司的盈利模式，将其“购售电”价差盈利的模式，改为政府考核运营管理效率、核定盈利水平的模式。只有这样，电网企业才会真正开放分布式光伏项目在配电端的发展，光伏发电冲抵其售电量不会影响其收益，从而使分布式光伏能够向第三方售电，拓宽了对适宜屋顶的选择范围，从而大大降低自用电比例不足带来的收益降低风险，并最终形成“第三次工业”所描述的千家万户发展分布式清洁能源的局面。
（三）创新投融资政策机制
在国家金融创新要求的鼓励下，深圳前海分布式光伏示范区也开展过“众筹”模式的金融创新，但这个“股权众筹”的模式没有消除投资风险，增加了协调多达上百人利益的新风险。从国外情况看，个人用户总投资额不大、不存在第三方风险，是最易鼓励发展的领域。因而，建议应加大对江浙粤等经济发达地区、有自住房屋居民或农户的小额金融支持力度。
未来，必须要推动分布式光伏资产可证券化，其核心是建立透明的信息披露体系，对组件商情况、组件产品质量、开发商资质、项目发电量、地方政策变动等信息公开化、透明化，在此基础上建立完善项目风险评估机制，并吸引保险机构的介入，建立风险共担机制，从而为电站产权交易等新型分布式光伏项目融资机制的建立创造条件。
（作者单位：国家发展改革委能源所）
