自去年底政策發(fā)布以來，業(yè)界一直對“2014年我國新增分布式光伏裝機要達到8GW”的目標能否實現(xiàn)持懷疑態(tài)度。

不過，在日前召開的“Intersolar China 2014”研討會上，國家發(fā)改委能源研究所研究員王斯成透露的最新信息有可能扭轉這一尷尬局面。

他介紹，國家能源局目前正在討論研究分布式發(fā)電支持政策的調整，而其中將涉及“分布式光伏電站有望享受標桿電價”的內容?；谡邔⒅鸩浇鉀Q分布式的阻礙，今年實現(xiàn)8GW的分布式裝機規(guī)?？善?。

此外，業(yè)界對于分布式如何發(fā)展的討論也正如火如荼，其中，一則頗受贊同的方案是“適度提高電價”，即對火電、光伏、風電等發(fā)電成本進行加權平均，得出電價，以及提高新能源電價附加，進一步拉大工業(yè)峰谷電價差和時段電價差。

分布式待解難題

據(jù)了解，企業(yè)層面并非不支持分布式發(fā)展，且普遍認可分布式是光伏應用的主流，只是，囿于分布式光伏在開發(fā)、融資等方面尚存的諸多待解難題，業(yè)界認為，要完成占今年新增光伏裝機總量近60%的分布式裝機任務，實屬不易。

王斯成坦言，分布式光伏存在并網(wǎng)難、融資難等困難，推行阻力較大。

其中，在并網(wǎng)方面，電網(wǎng)公司對分布式光伏支持力度依然欠缺。并網(wǎng)時，有電力公司要求將區(qū)域內的分布式電站集中后并網(wǎng)，增加了電站投資方的成本和并網(wǎng)難度。而這有悖于其特征，分布式電站本應實現(xiàn)多點并網(wǎng)。

在融資方面，由于開發(fā)商存在交易風險，電站項目難以融資。在目前的合同能源管理模式中，由投資方出資建設電站，用電方使用光伏發(fā)電，享受折扣電價。用電方將電費直接交付給光伏企業(yè)。但是，用電方容易發(fā)生電費拖欠情況。而電費為電站未來收益的主要來源。電站項目未來現(xiàn)金流無從保障，也就難以獲得融資。此外，計劃的針對分布式光伏的地方融資平臺還沒有一個省建立起來。

3月27日，接受《證券日報》采訪的晶科能源董事長李仙德向記者總結，“對于分布式光伏電站投資人而言，他需要經(jīng)濟效益，需要清楚地看到一個可計算、可預估的投資回報率，才會愿意參與進來。但事實上，分布式仍面臨終端用戶消納的不確定性、電站完工后產(chǎn)權的風險性、終端用戶消納的持續(xù)能力等問題，而這都有可能影響投資收益”。

考慮適度提高電價

王斯成介紹，我國2013年實現(xiàn)新增光伏并網(wǎng)裝機11.3GW，實現(xiàn)光伏離網(wǎng)裝機500MW，合計11.8GW。也就是說，去年新增分布式裝機僅占以地面電站為主的并網(wǎng)裝機量的4.4%，占總光伏裝機4.2%。在此基礎上，管理層為2014年新增分布式設定的8GW目標，是去年新增量的16倍。

“為什么更多人愿意投資大型地面電站，而對分布式猶豫不決？”在李仙德看來，“主要是前者所發(fā)之電全部并網(wǎng)收掉，按發(fā)電量結算，非常清晰，投報率也能計算。如果分布式采用同樣的電網(wǎng)全部收納，再通過電網(wǎng)類似水庫的調節(jié)能力輸配掉，銀行看到清晰的財務收益模型，就愿意融資給你，資金問題也解決了”。

而針對上文提及的“適度提高電價”方案，李仙德向記者介紹，“這其實是在借鑒德國的做法。因為中國的電價只是將新能源電價附加作為很小一部分，象征意義的，大家考慮是否可以適度調高這部分附加，進一步拉大工業(yè)峰谷電價差和時段電價差”。

做出這一改變的理由是，“新能源是大家的事，是全民共同承擔的責任，”李仙德表示，“為什么我們已經(jīng)可以預見2030年、2050年的電價，卻不能現(xiàn)在施用這個電價呢？如果這樣，屋頂用戶也會對光伏電力更加積極”。

除了分布式，關于銀行給予民企、國企不同的待遇，李仙德也向記者介紹了自己的看法，他表示，“比如在開發(fā)下游電站方面，國企央企能較容易獲得項目貸款， 資本成本又遠低于市場正常值，低息免息的這一差距就硬生生人為地把進入門檻拉高了，讓一些專業(yè)優(yōu)質的民營企業(yè)一早就輸在了起跑線上，甚至根本沒有參與的資格”。

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