临危受命 中国分布式光伏发电应用蓄势待发

我国分布式光伏发电处于起步阶段，虽然国家出台了一系列利好政策，但发展初期在政策落实、管理体制、技术标准、商业模式等方面的问题也使得其规模化应用存在诸多困难。

11月15日，北京出现首个个人申请分布式光伏发电并网遭遇政策障碍的实例。原因是目前出台的一些政策多为原则性政策，可操作性不强制约着发电并网的落实。因此亟待与当前政策配套的具体实施细则尽快出台，包括分布式发电管理、质量控制措施、电网接入审批程序、电价补贴标准、实施过程中的利益分配等在内的诸多方面仍需进一步明确。

在中国，由于水电等成本较低，光伏发电尚不具经济性，必须通过国家补贴来拉动。那么如何对电站进行补贴，是初装投资补贴还是度电补贴？是净电量补贴还是总电量补贴？补贴的额度有多少？补贴期限有多长？补贴如何发放？这些问题都将影响企业和投资者的电站开发积极性。另外，针对先前补贴不到位的问题，很多企业对政策是否能真正落实持怀疑和观望态度，因此，针对落实补贴的配套管理问题亟待解决。

其次，缺乏统一和高质量的标准也将影响我国分布式光伏发电的发展前景。相比美国、德国、日本等国，我国在分布式光伏发电并网技术标准方面还比较欠缺，已发布的标准要求较低，目前只有《光伏系统并网技术要求》和《光伏系统电网接入特性》两个国标文件，有关设备规范、设计、测试、运行控制、监控等方面的行标和国标的制定工作急需启动，并需广泛开展国际合作，借鉴国外的成熟模式，避免盲目投资、盲目建设。

再者，商业模式也是影响分布式光伏发电应用的重要方面。目前欧洲主要采取“上网电价，统购统销”模式，电网公司以高电价收购光伏电站电量，国家补贴差价；美国主要采取“净电量计量”模式，电表以“反转”的方式计量净用电度数，交易简单。国家能源局对分布式发电示范园区项目采取“自发自用+电价补贴”的模式，国家对于自用电量给以固定电价补贴，而反送到电网的光伏电量，电网按照燃煤脱硫电价收购（约0.35元/kWh），国家对于反送电量给予相同的电价补贴。这种模式不仅要求光伏输出与负荷必须匹配，技术要求较高；而且还存在另一个问题，即项目收益因用户或建筑不同而不同，这使得光伏开发商很难介入。而“统购统销”模式不需要光伏输出与负荷匹配，且与建筑类型无关，光伏开发商很容易介入，只是这种模式需要政府投入更多补贴资金，但相对于促进分布式光伏发电规模化应用而言，这笔投入也是十分值得的。

此外，还有很多因素制约着国内分布式光伏发电市场的发展。例如，目前分布式光伏应用最广泛的是建在城市建筑物屋顶的发电项目，而我国城市以高层建筑为主，发展条件不及欧美，因此分布式电站设计在技术层面仍有待进一步突破；在发电装备检测认证方面，欧洲和美国均规定所有光伏组件和逆变器都必须通过检测认证，而国内尚未出台强制的检测认证制度，潜在的并网安全威胁也在一定程度上制约着光伏发电的可持续发展；在电网接入方面，国家电网将权力下放，但地市公司存在的技术及管理经验不足等问题也将拉长并网周期；在投融资方面，电站建设如果缺乏有效的融资渠道和政策，其实施也会遇到很多障碍，因此还需通过模式创新解决企业资金链和电站开发的融资等问题。