2013年，國家發改委（能源局）、財政部和國家電網相繼出臺了一系列利好國內分布式光伏市場開發的鼓勵政策，包括度電補貼、并網接入、項目備案等。行業為之振奮，似乎國內光伏市場的繁榮就在眼前。

但是，半年過去，業界卻難掩失望，分布式光伏市場開發仍然進展緩慢，發改委制定的8GW目標很可能難以完成。究其原因，還是目前的政策存在各種不足，仍然無法解除投資者對光伏投資的顧慮。

作為“中國自建光伏電站第一人”，從2011年起，我就開始了光伏創業的嘗試。結合這幾年的實踐來看，目前發展分布式光伏的主要問題有這些：

第一，補貼力度不足，缺乏投資吸引力

目前分布式采用自發自用，外加度電補貼的方式。普通居民電價0.5元/度，加上補貼0.42元/度，光伏發電每度電收益共0.92元。按照這個補貼電價標準，投資回報大約需要9年。實際上，一般業主光伏發電做不到100%自用，多余電量并網后按0.38元/度（脫硫煤電價）賣給國家電網，投資回報期就更長一些。對普通居民來說，這樣的分布式光伏補貼沒有太大吸引力。

第二，自發自用，發電結算風險較大

對于工商業屋頂來說，工業電價1元，加上補貼0.42元，光伏發電每度電收益共1.42元，這樣算來，投資回報只需6年，內部收益率為12.5%。這個回報還比較有吸引力，至少可以接受。

但是中國很多工廠企業的壽命不過5-8年，6年內屋頂業主是否能夠保持正常經營能力，光伏發電電費是否能夠收回，這其中存在一定的風險。如果不到6年，房屋就被拆遷或改做他用，投資者的收益就難以保障。

第三，并網手續復雜，并網風險仍然存在

2012年，國家電網就發布了鼓勵分布式并網的政策，但在各地實際執行中，我們發現各地供電局對國網并網政策掌握松緊不一，解讀不一致。尤其在房屋產權、建設資質要求上有的過于嚴格，人為抬高了并網成本和門檻，打消了投資人的積極性。另外，并網手續過于復雜，仍有待簡化。

針對這些問題，我認為最優解決辦法就是盡快推出中國的分布式光伏上網電價政策（Feed-in-Tariff，FIT)。

在歐洲和北美，光伏發展領先的國家都有明確的FIT政策，以鼓勵太陽能發電的科技研發、項目開發和廣泛應用。這些規定在有些國家已成為法律義務。通過補貼太陽能發電成本與常規上網電價的差額，使技術尚未成熟和開發運營成本仍然較高的太陽能供電項目能夠有長期穩定的合理回報，從而吸引投資，推動整個行業的快速發展。

中國在2013年雖推出了光伏上網標桿電價政策，但是只針對地面集中式光伏電站，對分布式并不適用，對分布式發電實行的按照發電量補貼的政策。推出分布式光伏上網電價政策，有諸多好處：

其一，業主直接和電網結算光伏電費，解決結算風險問題。

屋頂光伏電站發電首先全部上傳，按照上網電價賣給國家電網，比如1元/度，業主用電再從電網正常購電即可。電站投資者直接和電網結算發電電費，就避開了業主的持續經營能力的風險問題。

其二，減少結算環節

光伏上網電價本身就含了補貼，這樣就不需要去分別計算上網電費和度電補貼了，減少了結算環節，提高效率，方便業主。

上網電價的有效性已被歐美所證明。德國是“上網電價法”首先對光伏發電開放的國家，政府規定電網公司必須無條件地高價優先收購光伏發電，再由財政對全國電網進行分攤補貼。德國法案的基本原則是1.強制入網，2.全部收購，3.規定電價，4.逐年遞減。這就徹底解決了困擾分布式光伏發電的入網問題，為光伏業主提供了有保障的投資回報，極大地推動德國光伏市場的發展。

分布式光伏上網電價，在中國的應用是有法律基礎的。早在09年，中國就頒布了《可再生能源法修正案》，其中第14條規定：“實行可再生能源發電全額保障性收購”；第21條規定：“電網企業依照本法第十九條規定確定的上網電價收購可再生能源電量所發生的費用，高于按照常規能源發電平均上網電價計算所發生費用之間的差額，由在全國范圍對銷售電量征收可再生能源電價附加補償。”

近些年來，中國的環境問題越來越嚴重，節能減排、發展清潔能源的日益緊迫。政府真要支持分布式光伏發展，現在是遠從德國取回真經的時候了，應該盡快推出強制光伏上網電價政策。我認為，這一政策應該具備以下幾個特點：

1.所有光伏發電電網強制并網，沒有商量；

2.產能過剩全額收購，沒有電站的大小門檻，不要求自發自用；

3.設定年度裝機上限，先到先得，項目6MW以下無需審批（只要發電符合并網標準），改為備案制；

4.上網電價按地區分為西部、中部、東部，執行三個地區統一電價。由于中國國土面積比德國大很多，地理條件更復雜，不能全國統一執行一個上網電價，而是要根據各區域光輻照資源劃分為三個上網電價，上網電價逐年下調。

5.上網電價隨光伏電站的規模增加而遞減，也就是規模越大的電站，上網電價越低。目的是鼓勵分布式小型電站，抑制大型集中式地面電站的建設。