分布式光伏政策你看懂了吗？
坚持正确功能定位，即坚持“自发自用、余量上网、电网调节”运营模式。分布式光伏发电属于分布式新能源发电（电源），应该遵循分布式电源一般规律和规定。
国家发展改革委《分布式发电管理暂行办法》（以下简称发改能源[号）明确，分布式发电是指在用户所在场地或附近建设安装、运行方式以用户端自发自用为主、多余电量上网，且在配电网系统平衡调节为特征的发电设施或有电力输出的能量综合梯级利用多联供设施。
在第三条中规定，以各个电压等级接入配电网的风能、太阳能、生物质能、海洋能、地热能等新能源发电属于分布式发电方式。国能新能[号文明确，分布式光伏发电就是指在用户所在场地或附近建设运行，以用户侧自发自用为主、多余电量上网且在配电网系统平衡调节为特征的光伏发电设施，实行“自发自用、余电上网、就近消纳、电网调节”的运营模式。
国发[2013]24号文指出，国内近中期重点发展分布式光伏发电，功能定位在“自发自用，余量上网，电网调节”。中共中央国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称中发[2015]9号）也已明确，分布式电源主要采用“自发自用、余量上网、电网调节”的运营模式。
国家能源局《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》（以下简称国能新能[号）结合发展实际情况，开始完善分布式光伏发电发展模式，提出利用建筑屋顶及附属场地建设的分布式光伏发电项目，在项目备案时可选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式。
“全额上网”项目的全部发电量由电网企业按照当地光伏电站标杆上网电价收购。已按“自发自用、余电上网”模式执行的项目，在用电负荷显着减少（含消失）或供用电关系无法履行的情况下，允许变更为“全额上网”模式，项目单位要向当地能源主管部门申请变更备案，与电网企业签订新的并网协议和购售电合同，电网企业负责向财政部和国家能源局申请补贴目录变更。
在地面或利用农业大棚等无电力消费设施建设、以35千伏及以下电压等级接入电网（东北地区66千伏及以下）、单个项目容量不超过2万千瓦且所发电量主要在并网点变电台区消纳的光伏电站项目，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。
国能新能[号文中分布式光伏发电功能定位及运营模式的调整变化，短期看可以促进分布式光伏发电的发展，长远看则因功能定位可随时变化而造成执行难和配电网投资大增，并不利于分布式光伏发电的可持续发展。总之，分布式光伏发电要坚持“自发自用、余量上网、电网调节”的功能定位和运营模式，正确区分分布式光伏发电和分散式光伏发电，实现规范法制管理。积极发展建筑光伏发电
建筑光伏发电是指在建筑屋顶和朝阳墙面上安装、在电网用户侧并入的分布式电源，是分布式光伏发电最重要的应用形式，可分为建筑附加光伏（BAPV）和建筑集成光伏（BIPV）两种。建筑附加光伏（BAPV）是把光伏系统安装在建筑物的屋顶或者外墙上，建筑物作为光伏组件的载体起支撑作用，光伏系统本身并不作为建筑的构成，拆除后建筑物仍能够正常使用。
建筑集成光伏（BIPV）是指将光伏系统与建筑物集成一体，光伏组件成为建筑结构不可分割的一部分，如光伏屋顶、光伏幕墙、光伏瓦和光伏遮阳装置等。这里的光伏组件已经用作建材，必须具备坚固耐用、保温隔热、防水防潮、适当强度和刚度等性能。
建筑集成光伏是光伏建筑一体化的更高级应用，光伏组件既作为建材，又能够发电，一举两得，可以部分抵消光伏系统的高成本，有利于光伏的推广应用。目前，国外已经出现了大量的建筑集成光伏示范性建筑。
与光伏电站相比，建筑光伏发电具有如下优势：一是合理利用了建筑物光照面，减少了对土地的占用。将光伏系统安装在负荷中心的建筑屋顶和墙面上，既不影响建筑物的使用，又获得了清洁电力，还节省了输电投资，输配电损耗很少。
二是与负荷匹配度较高。建筑光伏多安装于城市，根据国内外的调查，城市的负荷高峰都在白天，主要是工业、商业、办公和公共建筑用电，建筑光伏的出力与用电负荷曲线大致吻合，可有效起到“削峰”的作用。三是在配电侧并网，电网管理相对简单。通过合理配置建筑光伏占输电线路容量比例，光伏电力将被负荷完全消耗，不存在向中压输电网（10千伏，35千伏，110千伏）反送电（逆流）问题。
此外，建筑光伏配备一定量的小型储能装置（如几小时的峰值储能）即可平滑供电，消除光伏发电的不稳定性，而且可以大大提高电网的安全性，在大电网出现故障时可以实现几个小时的应急供电。
加强统筹规划与规模管理
加强统筹规划和规模管理是政府主管部门实现国家宏观调控的主要手段，也是深化电力行政管理改革的重要环节。
国务院能源主管部门要加强统筹规划，而不仅仅是负责全国分布式光伏发电规划指导和监督管理。
国能新能[号文把分布式光伏发电规划管理权限下放到地方能源主管部门，具体负责本地区分布式光伏发电规划、建设的监督管理；国务院能源主管部门只负责全国分布式光伏发电规划指导和监督管理；国家能源局派出机构负责对本地区分布式光伏发电规划和政策执行、并网运行、市场公平及运行安全进行监管。
国能新能[号文对分布式光伏发电规划进行了细化深化，提出各地区要将光伏发电纳入能源开发利用和城镇建设等相关规划，省级能源主管部门要组织工业企业集中的市县及各类开发区，系统开展建筑屋顶及其他场地光伏发电应用的资源调查工作，综合考虑屋顶面积、用电负荷等条件，编制分布式光伏发电应用规划，结合建设条件提出年度计划。各新能源示范城市、绿色能源示范县、新能源应用示范区、分布式光伏发电应用示范区要制定分布式光伏发电应用规划，并按年度落实重点建设项目。优先保障各类示范区和其他规划明确且建设条件落实的项目的年度规模指标。从上述两个文件可以看出，国务院能源主管部门似乎没有在各省区市研究编制分布式光伏发电规划的基础上，结合国家财政补贴能力和地方各自出台的补贴政策，统筹优化形成全国分布式光伏发电的专项规划。
实际上，如果各省区市能够统筹优化分布式光伏发电、光伏电站以及光热发电，形成各省区市太阳能发电专项规划，国务院能源主管部门在此基础上，完全可以结合国家财政补贴能力、地方各自出台的补贴政策和资源条件，立足电力行业整体，特别是与风电等新能源发电进行统筹优化和综合平衡，最终形成全国太阳能发电专项规划（也可以不做分布式光伏发电、光伏电站和光热发电三类专项规划）。从上下衔接和实际工作出发，在要求各省区市编制分布式光伏发电专项规划的情况下，研究编制全国性专项规划更为合适。
全国太阳能发电专项规划应该作为规模管理的前提条件。
国发[2013]24号文规定光伏发电规模要与国家可再生能源发展基金规模相协调。
国能新能[号文明确，国务院能源主管部门对需要国家资金补贴的项目实行总量平衡和年度指导规模管理（不需要国家资金补贴的项目不纳入年度指导规模管理范围），并明确具体流程：省级能源主管部门根据本地区分布式光伏发电发展情况，先提出下一年度需要国家资金补贴的项目规模申请；国务院能源主管部门统筹协调平衡后，下达各地区年度指导规模，在年度中期可视各地区实施情况进行微调；国务院能源主管部门下达的分布式光伏发电年度指导规模在该年度内未使用的规模指标自动失效，当年规模指标与实际需求差距较大的，地方能源主管部门可适时提出调整申请。
按照国能新能[号文要求，国务院能源主管部门结合各地项目资源、实际应用以及可再生能源电价附加征收情况，经统筹协调平衡后提出全国及各地区年度指导规模，但并没有明确规定规划与年度规模的内在关系，加上自身没有制定全国分布式光伏发电规划，年度规模可能缺乏统筹协调性和可持续性，在一定程度上可能会带来配套项目不能及时跟上和财政补贴能力不足等问题。
完善并网管理服务，解决并网接入难问题
对于分布式光伏发电并网接入问题，国务院及国务院能源主管部门均提出了十分具体的要求和规定。
国发[2013]24号文明确提出电网企业要加强与光伏发电相适应的电网建设和改造，保障配套电网与光伏发电项目同步建成投产。主要包括四个方面：简化分布式光伏发电的电网接入方式和管理程序，公布并网服务流程，建立简捷高效的并网服务体系；分布式光伏发电接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设；优化系统调度运行，优先保障光伏发电运行，确保光伏发电项目及时并网，全额收购所发电量；对分布式光伏发电项目免收系统备用容量费和相关服务费用。
国能新能[号文和国能新能[号文则针对前三个方面，提出了更为具体细致的规定要求。但在实际建设过程中，各分布式光伏发电开发企业还是普遍反映并网接入难。这既需要从管理流程上予以规范，又要从统筹规划上予以规范，还要从利益机制上予以补偿，从三个方面来统筹推进加以解决。分布式光伏发电并网接入要统筹纳入配电网规划。
国能新能[号文规定，各级电网企业在进行配电网规划和建设时，要充分考虑当地分布式光伏发电的发展潜力、规划和建设情况，采用相应的智能电网技术，配置相应的安全保护和运行调节设施。按照国家现行管理体制，政府能源主管部门是电力规划管理主体和责任主体，电网企业只是规划参与者和电网建设实施者。
配电网规划是否包括分布式光伏发电并网接入或接纳能力是否足够，最终的责任承担主体在政府能源主管部门而不是电网企业。所以，电网企业在研究编制配电网规划过程中，要与配电网覆盖范围内分布式电源规划及其布局、时序进行充分衔接统筹；政府能源主管部门在牵头组织研究和最终审定配电网规划时，要主动统筹协调平衡，滚动调整分布式光伏发电专项规划时，必须同步完成配电网的滚动调整，以确保分布式光伏发电在能够得到及时并网接入和消纳。
不在分布式光伏发电专项规划和配电网规划内的项目，能源主管部门不得核准，电网企业不接受并网接入申请。
政府能源主管部门下达的全国及各地区年度指导规模必须以分布式光伏发电专项规划和配电网规划为前提。年度指导规模及其项目原则上与两个规划相一致。超过规划年度规模及项目的，只有配电网确实有能力保证及时并网接入的，才可以增列入年度指导规模，同时滚动调整两个规划。严格流程管理和责任追究。
国能新能[号文规定，要在市县（区）电网企业设立分布式光伏发电“一站式”并网服务窗口，明确办理并网手续的申请条件、工作流程、办理时限，并在电网企业相关网站公布。
国能新能[号文规定，电网企业收到项目单位并网接入申请后，应在20个工作日内出具并网接入意见，对于集中多点接入的分布式光伏发电项目可延长到30个工作日。对于同时符合分布式光伏发电专项规划和配电网规划、且在年度指导规模内的项目，电网企业应该严格按照上述规定流程和时间要求办理，按期出具并网接入意见，并且严格按照合理工期或双方约定确保项目按期接入并网。除不可抗力外，不能按期完成的，应该依法依规追究电网企业及其相关人员责任。因为能源主管部门核准配网项目滞后或政府部门原因造成不能按期完成的，应该依法依规追究相关政府部门及其人员的责任。
及时开辟电网企业合理补偿渠道。分布式光伏发电项目免收系统备用容量费和相关服务费用，会相应直接减少电网企业收益。电网企业负责分布式光伏发电项目的接入系统工程以及因接入引起的公共电网改造部分投资。根据发展需要建设分布式光伏发电并网运行监测、功率预测和优化运行相结合的综合技术体系，提供可明确区分项目总发电量、“自发自用”电量（包括合同能源服务方式中光伏企业向电力用户的供电量）和上网电量，并具备向电力运行调度机构传送项目运行信息功能的电能计量表等，都需要电网企业额外增加投资。
此外，落实国家规定的管理流程和时间要求，也需要电网企业额外增加人财物成本。按照权责利均衡原则，在落实电网企业无歧视并网接入服务责任的同时，需要及时针对直接收益减少、投资回收困难和成本增加，开辟足额补偿渠道。特别是要结合独立输配电价改革试点，将相关配电网投资及时足额纳入电网企业有效资产，将相关成本及时足额列入准许成本，通过电价回收，保证合理收益。
创建县区专业互助组织，破解屋顶落实难难题
国发[2013]24号文明确提出，要完善土地支持政策和建设管理：对利用戈壁荒滩等未利用土地建设光伏发电项目的，在土地规划、计划安排时予以适度倾斜，不涉及转用的，可不占用土地年度计划指标；探索采用租赁国有未利用土地的供地方式，降低工程的前期投入成本；光伏发电项目使用未利用土地的，依法办理用地审批手续后，可采取划拨方式供地；完善光伏发电项目建设管理并简化程序。
国能新能[号文也明确提出，要鼓励地方政府建立光伏发电应用协调工作机制，引导建筑业主单位（含使用单位）自建或与专业化企业合作建设屋顶光伏发电工程，主动协调电网接入、项目备案、建筑管理等工作：对屋顶面积达到一定规模且适宜光伏发电应用的新建和改扩建建筑物，应要求同步安装光伏发电设施或预留安装条件；政府投资或财政补助的公共建筑、保障性住房、新城镇和新农村建设，应优先考虑光伏发电应用。
“屋顶落实难”并非没有屋顶资源，而是难以协调使用。“国土批准难”主要是土地属性变化大，审批时间长。如何把国务院及其能源主管部门的有关扶持政策落实到位，解决好屋顶落实难和国土批准难问题，关键是要发挥地方政府主导作用，既要全过程加强统筹协调，又要有专门组织具体操作。
地方政府要研究出台屋顶资源使用指导意见。对于建筑物不同属性（政府、企业或个人，国有企业或民营企业）及其屋顶不同类型（主要是指在屋顶安装光伏发电的难易程度）分别予以规范，分类规范屋顶使用补偿标准。如对政府机构和国有企业所属建筑物，适宜光伏发电应用的，具备安装条件的应限期安装，不具备安装条件但改造费用较少的应限期改造后安装；政府投资或财政补助的公共建筑、保障性住房、新城镇和新农村建设，应优先考虑光伏发电应用。
分布式光伏发电专项规划要落实好屋顶使用意向。当建筑物屋顶拥有者、项目单位和电力用户不是同一主体时，由于经济关系复杂，利益难以平衡，需要地方政府出面协调。地方政府在研究编制分布式光伏发电专项规划过程中，要逐项落实屋顶资源意向，不仅要计算统计屋顶类型、面积等数据资料，更要落实好屋顶拥有者同意安装并消纳分布式光伏发电的使用意向书。
各县区及大型开发区成立专业互助组织，协助地方政府具体承担屋顶落实、电网接入、项目备案、建筑管理等事宜。专业互助组织为非盈利组织，既有与分布式光伏发电相关的政府部门参与，又有相关投资企业参与，收入来源是地方政府专项采购服务费用和光伏发电项目前期工作商品化收益。
在分布式光伏发电专项规划研究编制阶段，专业互助组织协助地方政府具体落实各类屋顶使用意向书和相关土地资源属性界定等工作，增强规划可操作性。专项规划以法定程序审批公布后，专业互助组织协助地方政府逐项落实项目开发方式和发电消纳方案，项目开发方式包括屋顶拥有者自主投资开发、合作开发或出让外来投资者开发等。
国家年度指导规模下发后，专业互助组织协助地方政府将合作开发和外来投资者开发的项目进行市场公开招标，择优选择投资主体；确定项目投资主体后，协助办理屋顶落实、电网接入、项目备案等事宜。
创新分布式光伏发电投融资模式
国发[2013]24号文提出，要开放用户侧分布式电源建设，支持和鼓励企业、机构、社区和家庭安装、使用光伏发电系统。
分布式光伏发电投资模式可以分为三类：第一类是自主投资模式，就是拥有屋顶资源的机关、机构、企业、社区和家庭等自行投资安装使用分布式光伏发电，自发自用为主，余量卖给电网企业或其他用户、售电公司。该模式生产关系最为简单、协调量少，无论是从分布式光伏发电的功能定位，还是从实施难易程度来看，自主投资模式都应该得到国家优先支持和鼓励。为促进该模式优先发展，可以通过设立县区互助组织或区域专业化运营企业，来统筹协助解决各家各户的光伏发电系统的运行维护问题。
第二类是合作投资模式，就是屋顶资源拥有者通过与其他投资者合资，共同投资建设分布式光伏发电。这里的其他投资者范围较广，既可以是个人投资者，又可以是资金投资者，还可以是能源类专业公司等。对于社区和家庭的屋顶而言，在屋顶拥有者不具备完全自主投资能力时，应支持和鼓励屋顶拥有者优先吸纳社区内甚至相邻家庭的个人投资者合资开发分布式光伏发电，同时共同就地消纳。鼓励专业化能源服务公司与用户合作，合资投资建设和经营管理为用户供电的光伏发电及相关设施。
第三类是出让投资模式，就是屋顶资源拥有者出租让渡给其他投资者投资安装分布式光伏发电，并且消纳其发电。该模式生产关系复杂、协调量大，前期工作时间长，需要地方政府的统筹协调。
对于分布式光伏发电融资创新，国能新能[号文提出了具体思路。一是鼓励银行等金融机构对分布式光伏发电项目提供优惠贷款，采取灵活的贷款担保方式，探索以项目售电收费权和项目资产为质押的贷款机制。
二是鼓励银行等金融机构与地方政府合作建立分布式光伏发电项目融资服务平台，与光伏发电骨干企业建立银企战略合作关系，探索对有效益、有市场、有订单、有信誉的“四有企业”实行封闭贷款。
三是鼓励地方政府结合民生项目对分布式光伏发电提供贷款贴息政策。
四是鼓励采用融资租赁方式为光伏发电提供一体化融资租赁服务，鼓励各类基金、保险、信托等与产业资本结合，探索建立光伏发电投资基金，鼓励担保机构对中小企业建设分布式光伏发电开展信用担保，在支农金融服务中开展支持光伏入户和农业设施光伏利用业务。
五是建立以个人收入等为信用条件的贷款机制，逐步推行对信用度高的个人安装分布式光伏发电提供免担保贷款。
六是继续推进分布式光伏发电应用示范区建设，重点开展发展模式、投融资模式及专业化服务模式创新。鼓励示范区政府与银行等金融机构合作开展金融服务创新试点，通过设立公共担保基金、公共资金池等方式为本地区光伏发电项目提供融资服务。
创新完善电价补贴政策和补贴资金管理
国发[2013]24号文提出对分布式光伏发电实行按照电量补贴的政策，建立由电网企业按月转付补贴资金的制度。中央财政按季度向电网企业预拨补贴资金，确保补贴资金及时足额到位。对分布式光伏发电自发自用电量免收可再生能源电价附加等针对电量征收的政府性基金。
发改价格[号文明确规定对分布式光伏发电实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元（含税），通过可再生能源发展基金予以支付，由电网企业转付。其中，分布式光伏发电系统自用有余上网的电量，由电网企业按照当地燃煤机组标杆上网电价收购。
对分布式光伏发电系统自用电量免收随电价征收的各类基金和附加，以及系统备用容量费和其他相关并网服务费。国家根据光伏发电发展规模、发电成本变化情况等因素，逐步调减光伏电站标杆上网电价和分布式光伏发电电价补贴标准，以促进科技进步，降低成本，提高光伏发电市场竞争力。
鼓励通过招标等竞争方式确定分布式光伏发电电价补贴标准，但通过竞争方式形成的电价补贴标准不得高于国家规定的电价补贴标准。
财政部《关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》（以下简称财建[号）明确，国家补贴资金通过电网企业转付给分布式光伏发电项目单位，并规范了资金拨付流程：中央财政根据可再生能源电价附加收入及分布式光伏发电项目预计发电量，按季向国家电网公司、南方电网公司及地方独立电网企业所在省级财政部门预拨补贴资金。
电网企业根据项目发电量和国家确定的补贴标准，按电费结算周期及时支付补贴资金。具体支付办法由国家电网公司、南方电网公司、地方独立电网企业制定。国家电网公司和南方电网公司具体支付办法报财政部备案，地方独立电网企业具体支付办法报省级财政部门备案。
年度终了后1个月内，国家电网公司、南方电网公司对经营范围内的项目上年度补贴资金进行清算，经省级财政、价格、能源主管部门审核同意后报财政部、国家发展改革委、国家能源局。地方独立电网企业对经营范围内的项目上年度补贴资金进行清算，由省级财政部门会同价格、能源主管部门核报财政部、国家发展改革委、国家能源局。财政部会同国家发展改革委、国家能源局审核清算。
国能新能[号文结合发展过程中的实际难题，对分布式光伏发电的电费结算和补贴拨付进行了补充完善。一是各电网企业按月（或双方约定）与分布式光伏发电项目单位（含个人）结算电费和转付国家补贴资金，要做好分布式光伏发电的发电量预测，按分布式光伏发电项目优先原则做好补贴资金使用预算和计划，保障分布式光伏发电项目的国家补贴资金及时足额转付到位。
二是电网企业应按照有关规定配合当地税务部门处理好购买分布式光伏发电项目电力产品发票开具和税款征收问题。三是对已备案且符合年度规模管理的项目，电网企业应做好项目电费结算和补贴发放情况的统计，并按要求向国家和省级能源主管部门及国家能源局派出机构报送相关信息。
四是项目并网验收后，电网企业代理按季度向财政部和国家能源局上报项目补贴资格申请。
从理论分析，只要严格执行国家发展改革委、财政部和国家能源局相继出台的上述政策文件，就能够较好地解决电费回收和电价补贴到位的问题。但在实际执行过程中，却反映出两大难题并没有得到较好解决。
分析原因：其一，分布式光伏发电发展时间不长，新做法涉及众多政府部门和环节，需要一定时间来调整完善各类配套政策和理顺工作流程，发展初期出现这些问题是正常的。
其二，国家财政补贴资金总量有缺口，中央财政根据可再生能源电价附加收入及分布式光伏发电项目预计发电量，难以足额按季向国家电网公司、南方电网公司及地方独立电网企业所在省级财政部门预拨补贴资金。电网企业也因此难以根据项目发电量和国家确定的补贴标准，按电费结算周期及时足额支付补贴资金。这就需要坚持发展规模与财政补贴能力直接挂钩的原则，量财力而定发展规模。
其三，国家补贴资金拨付流程尚待优化，需要更加发挥电网企业作用，强化统筹规划和部际联席项目核准制，增强信息透明度，充分利用互联网来缩短审核时间，加快拨付节奏。其四，全面推行电网企业电费收取委托制。在分布式光伏发电发展初期，国家明确委托电网企业负责为分布式光伏发电项目无偿提供电费收取、补贴申领等服务，为此发生的相关成本应统一从可再生能源电价附加中支付，或列入独立输配电价中的输配电网准许成本予以回收。
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每日光伏市场参考
11月7日，国家发改委、国家能源局召开新闻发布会，对外正式发布《电力发展“十三五”规划》。根据《电力发展“十三五”规划》，
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&&& &光伏行业下一个时代应该叫&拥屋顶资源为王&。&航禹太阳能科技有限公司（下称航禹太阳能）联席董事刘杨认为，稀缺资源是行业发展的痛点，谁能解决谁就占据先机，而未来光伏市场缺的将不是多晶硅，也不是光伏组件，而是屋顶。
&&& 他的判断基于一个行业共识：中国的分布式光伏市场正在升温。所谓分布式光伏，通常指将小型光伏发电系统安装在家庭住宅或工商业建筑屋顶、院落内，以业主自发自用、余电上网的方式运行。在光伏发电起步较早的欧美市场，分布式光伏是太阳能利用的主要方式。德国近九成的光伏发电来自分布式光伏系统，家庭住宅屋顶电站数量超过100万个；美国去年新增分布式光伏发电的装机容量达到220万千瓦。
&&& 在中国，集中式大型地面电站目前仍是光伏发电的主要实现方式。截至2014年，中国光伏发电累计并网装机容量2805万千瓦。其中，地面电站2338万千瓦，分布式光伏仅有467万千瓦。然而，考虑到土地资源、电网送出能力和国家补贴资金压力等诸多限制因素，很多业内人士都向笔者表达了相似的观点，即地面电站的发展将在未来三年内逐步放缓，而各种分布式将是发展方向。
&&& &从投资的角度看，地面电站还能持续两三年。&在协鑫新能源控股有限公司（00451.HK,下称协鑫新能源）从事光伏发电项目投资的张善忠认为，光伏应用市场的决定因素是金融杠杆。&现在地面电站是热点，自己出资10%，有人拿90%来配资。虽然分布式项目现在还做不到，但所有利空因素会随着时间改善。市场会逼着大家去找屋顶。&
&&& 民营企业正在加速布局分布式光伏。国内一线光伏组件制造商晶科能源控股有限公司（：JKS，下称晶科能源）2014年进入分布式光伏领域以来，已在浙江、山东、安徽等地开发运行累计装机规模250兆瓦的分布式发电项目。晶科能源旗下的&晶科家庭光伏&板块&&专注家庭住宅光伏发电和5兆瓦以内中小型商业项目，亦于去年年底正式启动。
&&& 全球最大光伏组件供应商、光伏电站系统集成商天合光能有限公司（：TSL，下称天合光能）也在提升分布式发电项目的建设速度。近期天合光能连续在安徽、山东等地大规模拓展分布式光伏项目，预计2015年分布式光伏的开发比重将升至30%。
&&& 随着越来越多的企业和资金投向分布式光伏，屋顶，特别是那些最有发电和盈利潜力的优质屋顶，正像土地一样逐渐成为各方争夺的标的。但是，什么样的屋顶最值钱？
&&& 大企业屋顶最稀缺
&&& 自人类结庐而居，屋顶就不是稀罕事物，但光伏人却把它分出了三六九等。
&&& &哥们儿，我这有屋顶资源，咱们一块看看？&这是刘杨最怕听到的一句话，因为许多人误以为&有屋顶&就等于&有项目&。而对专业人士而言，选屋顶如同选美。
&&& 经济性是评价屋顶光伏项目的首要标准。屋顶的业主单位最好是经营稳定、屋顶结实的用电大户。高耗能业主安装分布式光伏发电系统，才能实现项目经济效益最大化。国家政策鼓励电力用户按照&自发自用、余量上网&的方式建设分布式光伏发电系统。国家发改委价格司2013年第1638号文件规定，对分布式光伏发电实行全电量补贴的政策，补贴标准为每千瓦时0.42元；其中，自用有余上网的电量，由电网企业按照当地燃煤机组标杆上网电价收购。
&&& 工商业业主如果能将光伏发电全部自发自用，投资经济效益最大。因为按现行政策，自发自用部分的每瓦收益等于原本的单位用电价格加上0.42元的国家补贴，而余电上网部分的收益只是标杆上网电价加国家补贴，目前各地工商业用电价格远高于标杆上网电价。
&&& 晶科能源品牌总监钱晶算了一笔账，分布式光伏电站开发商将电卖给业主，是按照工业电价标准0.9元加上国家补贴0.42元，合计1.32元／度，财务模型清晰可预测。一旦业主消纳不了，余电上网部分，是按照脱硫标杆电价加0.42元补贴，合计0.82元／度左右，财务模型完全不同。钱晶表示，不稳定的财务模型影响了投资收益计算，对推广分布式光伏项目不利。
&&& 可开发规模是区分屋顶质量的另一重要指标。规模1兆瓦的项目与5兆瓦项目相比，二者前期开发的成本基本相同，投资方当然更喜欢大体量的屋顶项目。
&&& 地理位置的不同还可以删除掉很大一部分屋顶。晶科家庭光伏的一位负责人告诉笔者，国内目前适合大规模开发分布式光伏的省份很少，一类是上海、浙江等地方补贴高的省份；另外就是当地电力供应紧张导致工商业电价高的省份，比如广东。
&&& 因此，在分布式光伏开发者眼中的优质屋顶需要包含如下特征：业主运营稳定并且电耗高；屋顶存续期长；适合开发5兆瓦以上大型屋顶电站；地方补贴力度大或当地工商业电价高。符合上述标准的屋顶资源相当稀缺。&最好的屋顶大部分都是国企、央企和大型上市公司的，小民企敢保证稳定经营20年的都不多，更别说满足条件。&一位业内投资人士对笔者表示。
&&& 大企业的屋顶是分布式发电开发者首先抢占的目标。今年1月，位于广州市增城区的广汽汉能17兆瓦分布式光伏发电工程正式并网发电。该项目占用广汽屋顶总面积约24万平方米，年平均发电量1900万千瓦时。采用&合同能源管理&模式，汉能薄膜发电集团（00566.HK）利用广汽增城工厂的厂房屋顶，进行光伏发电的投资建设和运营。
&&& 广汽本田内部人士告诉笔者，该屋顶电站所有发电直接接入工厂区10千伏供电系统，广汽本田工厂内所有设备均可以双方协议电价（低于当地工业用电平均价格）使用光伏发电。
&&& 晶科能源也与TCL集团合作，在位于惠州的TCL瑞智工厂屋顶建设2.82兆瓦的分布式光伏发电站。工厂负责人表示，根据该项目预计平均发电量约281万度计算，一年可节省300多万元电费。该项目同样采用&合同能源管理&模式，晶科能源以低于当地工商业电价为TCL工厂供电，以此抵免租用屋顶的成本。
&&& 屋顶三六九等
&&& 面积小的屋顶，能提供的光伏发电量对工商业业主的吸引力天生不足。这些屋顶可以尝试打包组成大项目再出租。宜家就是这样做的。
&&& 宜家将其在中国区的十多家门店屋顶集体打包，并带动67家供应链企业的屋顶，一起加入分布式屋顶光伏发电计划，他们选用的是汉能的薄膜发电技术。宜家可提供的屋顶单体面积不大，在已建成的9座屋顶电站中，规模最大的宜家天津店只有0.6兆瓦，规模较小的沈阳、大连店屋顶电站装机量不到0.25兆瓦。
&&& 从投资的经济效益看，这类小规模屋顶目前仍不具备吸引力。以宜家北京四元桥店为例，屋顶电站年平均发电量约30万度，仅够满足商场80%的照明系统供电，对整个商场的用电量是杯水车薪。但类似宜家这样的企业试水屋顶光伏，更看重光伏作为一种绿色能源背后的环保概念，这对提振企业影响力、塑造良好社会形象有正面作用。
&&& 也有部分业内人士认为小屋顶才代表分布式光伏发展的趋势。刘杨曾向笔者预言，五年后分布式光伏市场争夺的热点将是1兆瓦规模以下的屋顶资源。
&&& 这一判断源自国外光伏发展的经验，光伏应用市场的开发历来是从易到难，从大规模集中式向小规模分布式纵深。但中国的情况有所不同，小屋顶时代的到来需要更长时间。目前可见的趋势是从规模效应明显但即将开发殆尽的大规模地面电站资源转向同样大规模的分布式项目。看好大规模农业光伏互补项目的张善忠告诉笔者，大型农业、渔业与光伏互补的项目，可以将大规模地面电站的投资热度延长1-2年。这类项目目前也划归分布式，但其建设运营模式和商业投资模型与大型地面电站差别不大，都是并网发电，以全额卖电给电网，获得补贴电价的方式获得收益。这类分布式项目的商业模型比较成熟，容易吸引投资。
&&& 农光、渔光互补项目是指在农业用地或鱼塘上方加盖光伏发电系统，在不影响农业渔业生产的情况下，通过出售光伏发电给电网获得收益。张善忠表示，通过租用土地建造农光互补的发电项目，开发商可以得到光伏发电收益和补贴；同时，开发商将土地低价转租给农民，也降低了农民的土地成本。&尽管每个地方的土地租金标准不同，但通过农光互补项目可以降低农民近五成的土地租金。&
&&& 目前，张善忠所在的协鑫新能源已在内蒙古建设占地面积超过1万亩、总装机规模160兆瓦的光伏大棚发电项目，全国范围内的开发规模约在500兆瓦左右。他还透露，协鑫目前已储备近百万亩土地，仅山东菏泽一地就储备了20万亩。
&&& 相比逐步升温的工商业屋顶，民用屋顶仍是分布式光伏投资的洼地。主要障碍在于中国民用电的价格远低于工商业用电，这使得户用光伏发电系统的投资回报周期较长，对家庭来说不划算。
&&& 晶科家庭光伏的市场经理张丽广告诉笔者，户用光伏系统在没有地方补贴的情况下大概要八年才能回收成本，而且并网拖延现象十分普遍。对家庭来说，没有并网的户用光伏发电不能享受国家0.42元／度的发电补贴和各类地方补贴，严重影响收益。刘杨也对笔者表示，由于国内户用光伏项目收益率低、不确定性大，家庭屋顶光伏项目几乎没有融资渠道，&不会有第三方来你家投资一个千瓦级的电站&。
&&& 另一方面，由于中国的家庭住房类型以楼房为主，拥有屋顶产权的只有别墅业主和农村独立住房的房主。农村居民消费水平低，平均用电量较小，不适合分布式发电自发自用为主的特点。真正适合安装户用光伏系统的只有高档别墅区，特别是面临阶梯电价压力的用电大户，比如上海。
&&& 张丽广举例说，上海地区实行的阶梯电价规定每月用电超出400千瓦时部分的峰时电价为0.977／度，光伏发电在白天提供的电能恰好可以节省这部分高阶电价的费用。不过，能从光伏发电受惠的人士普遍是高收入人群，对电价的敏感度不高，而投建一个屋顶光伏电站要和物业、邻居、电网、开发商等等多个环节打交道，需要投入大量时间和精力，也会让一部分用户对安装户用光伏系统望而生畏。在美国、德国，民用电价远高于工商业电价，家庭会有更大动力选择分布式光伏，而中国户用光伏系统的尝鲜行为目前还是靠户主的环保意识推动，缺乏经济上的必要性。
&&& 至于将社区屋顶整体打包，按&合同能源管理&模式开发，张丽广表示未来不排除这种可能性，但现阶段还没有成形的方案或模式出台。这其中涉及到小区屋顶产权归属、发电收益分配、发电使用方案等问题，短时间内难以成为分布式光伏发展的主流方向。
&&& 屋顶也有黄牛
&&& &优质屋顶资源很稀缺，却把在一些人手里，我们首先要想办法把这些人手里的存量套出来。&刘杨说，这是所有分布式光伏开发者都会面临的第一道难题。那么，掌握着优质屋顶资源的人是谁？
&&& 目前，国内工商业屋顶电站的主流开发模式是&合同能源管理&，即分布式光伏开发商与屋顶业主&&同时也是用能单位&&签订合同，租借其屋顶建造光伏电站，所发电量按低于工商业电价的价格卖给用能单位，以此抵免屋顶的租赁费用。一位业内知名企业的分布式项目主管告诉笔者，&以10元/瓦的造价计算，屋顶光伏项目投资动辄千万甚至上亿，用能企业自己投建会给现金流带来极大压力，他们更愿意出租屋顶换取优惠电价来享受光伏发电的好处。&
&&& 签订&合同能源管理协议&时存在两种情况，一是用能企业本身就是屋顶资源的出让者；另一情况下，屋顶资源的出让者并非屋顶业主，而只是用能企业的相关方，但他可以促成用能企业订立合同。这就是屋顶&黄牛&。光伏项目开发商通常愿意支付给黄牛们&技术服务费用&，毕竟光靠自己未必能谈成。
&&& 屋顶黄牛的出现可回溯到&金太阳工程&时期。2009年，中央财政安排部分可再生能源专项资金支持光伏发电，并网光伏发电项目原则上按发电和相关输配电总投资的50%给予补助，偏远无电地区的独立光伏发电系统按70%给予补助。补贴是&事前补贴&，即理论上项目投资方可在项目开建前拿到补贴。到2013年该工程结束时，累计补贴金额约100亿元。
&&& 当时业内众多企业为抓紧申报时机，盲目加快开发速度，一批帮助光伏企业联系屋顶老板的中间人应运而生。初期，屋顶黄牛主要还是光伏行业的从业人士，甚至就是某公司的开发经理，他们手中掌握很多屋顶资源，但因公司放弃投资、价格没谈拢等原因未能从屋顶资源中套利。倒卖屋顶资源收入可观，黄牛队伍日渐庞大，做的人越来越杂，降低了屋顶中介的服务质量与客户体验。据行业资深人士透露，&全国范围内大约有2万个黄牛，专业水准参差不齐，而且留到他们手里到现在还没谈拢的项目都不太好谈。&
&&& 发展最快
&&& 什么样的分布式光伏屋顶最值钱
&&& 据笔者了解，屋顶黄牛一般以0.1元/瓦左右的标准收费。特别好的项目，报价会达到每瓦0.2元。甚至一些知名企业也会与屋顶黄牛接触。
&&& 嘉兴模式的专业&中介&
&&& 黄牛们不是屋顶的惟一来源。在分布式光伏发展良好的浙江地区，地方政府和行业协会提供了比黄牛们更专业的屋顶资源对接服务。
&&& 当年被原国家能源局局长吴新雄推崇的&嘉兴模式&中，地方政府承担了调节屋顶资源的责任。该模式核心在于&四统一&：资源收集统一、开发模式统一、资源利用统一、电站管理统一。占地14.2平方公里的嘉兴光伏高新区内所有厂房屋顶资源，由高新区管委会光伏办负责分配管理，为入驻的光伏项目投资商提供一站式服务。
&&& 通过行政力量分配屋顶资源难言市场化，但有效避免了投资商争夺屋顶资源时的恶性竞争。截至2014年底，该光伏高新区首批61兆瓦项目推进顺利，其中，已并网项目18个、共计31.2兆瓦，在建项目7个、共计6.5兆瓦，即将开工项目2个、共计1.9兆瓦。
&&& 部分业内人士批评&嘉兴模式&中的补贴幅度最高可达0.82元/千瓦时，抬高了分布式光伏推广成本，难以持续。据悉，&嘉兴模式&享受国家、浙江省、嘉兴市、嘉兴光伏高新区的四重补贴。其中，国家标准按照发电量补贴0.42元/千瓦时，补贴年限为20年；浙江省补贴20年，前3年按照0.3元/千瓦时，后17年按照0.1元/千瓦时；嘉兴市补贴标准为0.1元/千瓦时；嘉兴光伏高新区则是按照装机容量给予1元/瓦的一次性补贴。
&&& 浙江省光伏产业科技创新战略联盟秘书长赵永红对笔者表示，&嘉兴模式&的意义在于地方政府态度的进步，她表示补贴有总量控制，远没有外界传言那么离谱。&光有高补贴是做不好的，要有好的方法，为企业提供好的服务。&赵永红称。
&&& 杭州地区以地方政府牵头、行业协会配合的方式同样提高了屋顶资源配置效率。地方政府对分布式光伏投资者关心的屋顶面积、业主经营状况等关键信息具有天然垄断能力，是挑选优质屋顶资源的最佳人选。在杭州，几大园区管委会主动挑选出实力出众、发展意识强的企业作为业主单位，并委托行业协会对各业主单位进行分布式光伏项目的宣传教育。
&&& 在赵永红看来，&只有业主单位变得专业，行业才能提供更好的服务，如果业主对光伏一窍不通，行业只能陷入低级的价格竞争，影响项目质量。&行业协会会根据不同企业的需求，有针对性地推荐一批分布式光伏系统开发商，让双方自行接触、谈判，成功率颇高。
&&& 把你的屋顶拍上网
&&& 屋顶黄牛在帮助交易双方对接屋顶资源时，会利用信息不对称抬高行业的交易成本。为迎接分布式光伏的爆发，找到一种交易成本更低的屋顶资源配置方式成为了痛点。有人因此提出了&互联网＋&战略。
&&& 中电云商是中电电气集团战略发展中心的下属部门。成立不到一年的时间里，中电云商推出的光伏易网络平台已经占据南京户用分布式光伏系统的半壁江山，户用系统业绩规模突破5兆瓦。家庭住宅业主或是工商业、建筑业主可以像逛商场一样，直接在光伏易平台上挑选不同规模的分布式光伏系统。
&&& 不同于侧重分布式光伏系统营销的中电云商，航禹太阳能控股的深圳市普乐士网络科技有限公司（下称普乐士网络）更专注于打造屋顶资源信息的对接平台。在普乐士网络刚刚推出的网络平台全民光伏（PVPlus）上，民居业主或工商业、建筑业主可以通过上传身边的屋顶信息，利用平台实现与分布式光伏项目开发商或投资人之间的对接。由于全民光伏采用&最低佣金&&开放式的自由竞价&等运行方式，保证了交易双方能以较低的交易成本完成屋顶资源对接。
&&& 分布式光伏
&&& 什么样的分布式光伏屋顶最值钱
&&& &全民光伏是惟一一家从选址阶段就介入光伏行业的O2O平台。&刘杨向笔者介绍说，尽早进入分布式光伏发电市场上游，实现屋顶资源的战略卡位已经越来越重要。随着分布式光伏监控数据的不断积累，终有一天保险业和银行会相信根据监控数据计算得出的收益模型，分布式光伏的投资热情会被瞬间点燃。
&&& &到那天，所有人都会疯了一样找屋顶资源，而全民光伏已经做好准备等着他们。&刘杨乐观表示。
&&& 有不少业内人士赞同刘杨关于行业前景的判断，但对于全民光伏的模式则评价不一。有从事光伏项目投资的人士告诉笔者，全民光伏的理念是好的，提前布局行业痛点，但能否赢得投资人信任，关键在于有没有足够专业的团队让概念落实。也有项目开发者认为，之前类似的尝试都难以形成大范围的号召力，因为分布式光伏行业具有很强区域性，第三方平台对地方市场划分产生的影响实在有限。
&&& 刘扬则强调难的不是做一个APP，而是线上线下结合的能力，需要广泛的项目资源、行业资源，企业自身的互联网基因和强大的线下地推实力。随着&互联网＋&概念与能源行业的逐步结合，他相信会有布局能源互联网的传统电力电子企业或风投对全民光伏的平台感兴趣，一起加入布局。
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