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“理想很丰满，现实很骨感。”当前，国内分布式光伏市场呈现出这样一幅无奈景象。
“国家能源局年初制定的今年国内分布式规划太乐观了，没想到会遇到这么大的困难。”一位业内人士坦率地承认，“从水电水利规划设计总院发布的数据看，完成今年8吉瓦分布式电站目标并非易事。”
政策补贴未见奇效
上述人士所提数据，正是近日水规总院发布的一季度全国分布式光伏新增装机量。该数据显示，一季度仅有广东等6个省份完成了少量的全年分布式装机指标，其他各省份新增分布式光伏装机量一栏均显示为“零”，其中不乏已出台分布式光伏优惠政策的省份。
在新能源领域，政府补贴历来是一剂强心针，也是启动一个新兴行业最立竿见影的手段，但分布式光伏似乎是个异类，在经历了一段时间的僵持后，市场仍未获突破。据记者了解，最近两个月内，全国多个省份出台了分布式光伏发展优惠政策。其中，上海、江苏、浙江、河南、江西、广州等省份扶持力度较大，但效果同样甚微。从数量上看，“零”成绩的省市占据了多数，也从一个侧面印证了各省份推进工作均不乐观，分布式光伏在国内的发展近乎停滞。
分布式光伏的市场僵局一时难解。年初，国家能源局力推全国18个分布式光伏示范区项目，在绑定企业与开发园区的创新模式下，多数项目在半推半就中始终没有迈出实质性一步。上半年，国家能源局主要领导多次往返被列为分布式光伏发展重点的东南经济发达地区，敦促分布式光伏的发展，其结果也不尽如人意。
“分布式光伏市场发展缓慢，原因仍是老生常谈的那些问题：融资、并网、合同能源管理、电价计量等，这些具体的操作细则没有一个出台。”一位分布式光伏业内人士对《中国能源报》记者表示，“地方出台的政策更像是对中央政府要求地方发展分布式光伏的官方表态，内容空泛且缺少落地细则，没有抓住分布式市场启动‘牛鼻子’的政策，让企业无所适从。”
各环节尚未真正打通
水规总院发布的报告称，分布式光伏发电收益率低、屋顶难找、融资困难、交易风险大、并网难、备案难、负荷长期稳定性难以保证等，都是造成此种局面的重要原因，其中融资难是投资企业最关注的问题之一。
作为分布式光伏的重点推动地区，浙江省一直在领先市场寻求突破口，但进展也极为缓慢。“事实上，从制定补贴政策、找屋顶，到建立融资平台、同业主签定合同能源管理，再到电费结算，每一环节都没有完全打通。地方政府自行摸索，没有参照目标，只能摸着石头过河。”浙江光伏行业协会一负责人对《中国能源报》记者说。
理论上，分布式光伏项目的规模一般不大，较适合中小企业进行开发建设，但这类企业却“融资无门”，银行放贷难度很大。“很多分布式光伏项目难以推进，与银行不放贷或放贷条件苛刻有直接关系。”上述业内人士说，“对这些需要以屋顶发电设施进行抵押贷款的中小企业，银行采取的方式就是直接拒绝。”
各大国有银行趋利行为明显。对需要扶持贷款的光伏企业视而不见，同时却在不断争取实力雄厚的央企、国企的光伏项目贷款。无奈央企、国企对“小而散”的分布式光伏项目根本“没看上”。在18个示范区内，不乏央企、国企参与投资建设，但总体发展状况依然不理想。
“‘大企业按兵不动，小企业夹缝求生’是当前分布式光伏发展的现状。”上述业内人士说，这样的现状也严重削弱了投资者对光伏项目的兴趣。如果各级政府听取中小民营企业的呼声，完善金融信贷支持政策，为光伏中小企业搭建一个门槛低一点的投融资平台，对国内分布式的启动将有实质性推动作用。”
破解困局政策需打补丁
国家致力于发展分布式光伏发电政策和补贴的预期，与实际情况存在一些落差。“略有出入的地方大概有3个方面。首先，国家能源局最初为分布式光伏电站设计的最佳政策，偏重对自发自用模式的鼓励，设计方案也希望最大限度地确保这类用户的收益。但从实际情况来看，80%自发自用的比例标准有些理想化，很多企业达不到这个用电比例，多数维持60%自发自用范围；第二，最初的光伏电站售电价格是比照国家电网电价，按每千瓦时便宜0.05元标准设计，但实际用户希望得到相当于电网电价9折、甚至8折的优惠电价；第三，有些省份的日照资源是按有效发电小时数1100小时设计，但也存在一些地区日照资源无法达到这一标准的情况。”另一位业内分析人士说，“这些问题都会直接影响光伏电站收益，压缩电站利润空间，最终延长投资回报周期。”
记者获悉，未来，国家在分布式光伏扶持政策上可能会有小幅调整，对现有的政策打一些“补丁”，以完善现有分布式光伏执行政策，降低投资的风险。
上述业内人士表示，调整的内容会考虑各种情况的出现，如分布式光伏电站开发商格外担心的用电企业停止用电的问题。政策将向允许这部分原自发自用的发电量统一并网的方向发展，并有可能参照地面光伏电站价格进行补贴。
“与此同时，政策调整还将考虑简化分布式光伏电站项目的审批流程，凡符合入网条件的分布式即允许并网。”
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