去年11月，國家能源局為2014年的分布式光伏發展設定了一個宏偉目標——即我國分布式光伏今年新增裝機規模達到8GW，將其占光伏發電總新增規模的比例，由2013年的30%快速拉升至將近67%（此前國家能源局預計2013年我國光伏發電新增10GW，其中分布式3GW）。

不過，時隔不久后，工信部旗下研究機構便發布報告，直言“2014年光伏建設12GW的指導目標中，8GW分布式發電，預計實際僅可完成6GW左右。”

事實上，工信部的預言與光伏業界的體會不謀而合，晶科能源品牌總監錢晶就曾對《證券日報》記者表示，“即便政府支持，面對分布式，企業仍顧慮重重，投資者亦猶豫不決”。

分布式光伏阻力重重

去年11月底，國家能源局局長吳新雄提出，要“推動光伏產業技術水平提高和產業升級”。

事實上，管理層著力發展分布式光伏發電的良苦用心不難理解，一方面，分布式是業界公認的光伏發展方向；另一方面，分布式為光伏技術進步提供了一片沃土，而只有提升轉換率、發電量，實現平價上網，光伏才能最終甩開補貼“拐棍”，健康成長。

那么，在實際產業化過程中，分布式光伏發展為何舉步維艱呢？

究其原因，錢晶歸納為“終端用戶消納的不確定性會影響投資收益、電站完工后產權的風險性，以及終端用戶消納的持續能力”三點。

首先，相對地面電站依據日照、電價補貼等關鍵數據，即可相對準確計算出的發電量、回報率，分布式光伏卻存在著峰谷平電價間、自發自用與余電上網間的諸多變量，致使其投資收益存在不確定性。

其二，屋頂的使用權和所有權可能歸屬不同家，各自有不同的利益訴求，三方關系難以協調；同時，25年內（光伏組件商質量承諾期），業主需拆除建筑物或轉讓他人等不確定因素，都可能直接引發項目產權的風險，因為屋頂畢竟不同于土地。

其三，終端用戶會否發生停工歇業，轉產或廠房轉讓后下一個用戶是否能維持同樣的用電水平，都會影響項目未來的盈利。

“歸根結底，大家并沒能看到一個合適分布式光伏發展的商業模式，也就是盈利模式。”錢晶表示。

提高電價或成選項

根據“分布式光伏發電電價補貼每千瓦時0.42元”之規定，光伏發電在商業用電約1元/度（全國各地電價平均值）成本的基礎上，還可以拿到0.42元/度補貼。依此計算，分布式光伏發電“自發自用”部分，業主方實際得到了約1.42元/度的實惠，而“余量上網”部分，理論上僅可實現0.8元/度-0.9元/度的營收（全國脫硫火電上網電價均值0.4元/度，加之0.42元/度補貼）。

如上計算，清晰地展現出了政策制定者“鼓勵分布式，又側重鼓勵自發自用”的戰略思路。不過，在錢晶看來，為了令分布式光伏收益率更加清晰，“余電上網部分的補貼應參考西部電站（一類地區上網電價為1元/度），甚至略高一些，因為東部光照不如西部，更為關鍵的是，如此一來，分布式光伏的投資收益率就非常容易計算了”。

此外，由政府統一屋頂資源，平抑各方利益，不失為獲取穩定屋頂資源的好辦法。加之微網和儲能，實現園區的各個屋頂分布式發電，統一并網，根據各家的用電需求實現配送。“就類似發揮一個水庫調節的功能，這樣能讓光伏屋頂發的電能最大化、最有效率地在園區消納利用，這樣便解決了消納的問題。”錢晶向記者舉例道。

錢晶認為，“借鑒德國的做法，其電價標準由火力、光伏、風力等不同發電成本加權平均所得。而我國新能源電價附加只占電價很小一部分。試想，如果適度調高這部分附加，拉大工業峰谷電價差和時段電價差。屋頂用戶自覺會積極使用自發的光伏電力”。