去年以來，以《國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見》為統領，各部委、國家電網公司、國家開發銀行相繼出臺了支持光伏發電發展的政策。由此帶動，2013年我國新增光伏發電裝機超過以前歷年總和，達到1100多萬千瓦。

但與此同時，西部地面光伏電站的大規模開發，除面臨輸送瓶頸外，還在能源輸送損耗上面臨不小的壓力。

因此，在管理層確定的2014年年度新增建設規模中，分布式光伏發電占800萬千瓦，超過了獨立光伏電站的605萬千瓦。人們意識到，光伏電站的分布由西部的地面電站向中東部的分布式屋頂轉移，是勢在必行的戰略選擇。

不過，按照一般經驗，對于分布式發電項目企業要承擔至少20%的啟動資金，近80%的資金需要市場融資支持，而多數銀行目前對分布式光伏發電仍保持觀望態度。事實上，除金融支持外，分布式光伏發電的發展還面臨諸多有待解決的問題。

3月13日，《證券日報》就如何發展分布式光伏發電，采訪了全國人大代表、晶科能源總裁陳康平。

記者：您認為是什么制約了分布式光伏發電的發展？

陳康平：目前分布式光伏電價補貼由原來的“金太陽”裝機補貼轉為分布式的發電量補貼，作為獨立經營、自負盈虧的企業來講，必須尋求市場資金的支持，然而，多數銀行對于目前的政策和現狀并不樂觀。

與此同時，其自身的問題也有很多。比如，分布式光伏發電是面向形形色色的業主，難保會面臨項目產權、收益糾紛及企業破產等因素造成的電費收繳難問題。

而所謂高效屋頂資源，即實際屋頂發電占比業主總用電量的比值較高的屋頂。分布式光伏只有建在電價較高、工業較集中的地方才有意義；當前，特別是在分布式補貼較好的江浙地區，高效屋頂資源非常緊俏。

記者：缺乏穩定的預期收益是否是銀行對分布式光伏發電項目貸款持觀望態度的重要原因之一？

陳康平：是的。首先，雖然很多地方的理論預期年收益在10%到15%之間，但是企業的自發自用電量和企業的生產經營是緊密結合的。換句話說，企業經營不好的時候，多余電量只能按照0.4元左右的價格并網銷售。

其次，分布式光伏發電屋頂業主有變更風險。一般來講，分布式光伏屋頂電站承諾25年的發電使用壽命，但是很多企業無法正常生存25 年，此外，很多屋頂產權不清晰，也是一個困局。另外，開發區的企業屋頂多是彩鋼瓦，而彩鋼瓦的使用壽命多半在15年以內。

記者：在您看來，如何解決這些問題？

陳康平：我們在一系列調研的基礎上，提出了建立“局域性微網”的設想。

目前分布式屋頂和業主的接入方式，對于業主的區域位置依附性比較強，帶來諸多管理的問題。各個分布式項目相互獨立，他們分別接入國家電網和企業。一旦業主出現問題，將會對分布式屋頂電站投資方帶來巨大的投資風險，而且在目前政策下，無法二次轉移到其他業主身上。


一般來說，地方上的太陽能和風能的發電總量不超過當地用電總量的25%，就不會對當地的電量調配帶來技術上的沖擊和管理風險。所謂局域微網，即打破傳統的“點對點”接入方式，在一個110KV變電站下的10KV支線內把所有的分布式發電項目直接接入國家電網，讓電量在一個10KV支線的“微循環”中流動。分布式屋頂投資方和電力公司在10KV支線雙向計流端口處進行管理結算；同時國家和地方可根據政策收取一定的電網過路費。這樣一來就達成了分布式微網電站投資方和業主的直接供電協議，真正意義上實現了三方共贏的局面。

此外，由于采用了“孤島系統”的保護措施，防止了在大電網斷電維護狀態下的微網系統發電安全。

局域微網的建立，通過電費代收、屋頂資源的有效利用以及投資者電費收益最大化，充分化解投資者疑慮；同時通過屋頂資源的間接轉移、以及穩定的投資收益在很大程度上提升了銀行的積極性，從而促進分布式光伏發電的更好、更快發展。

針對分布式局域微網的建立，可考慮由分布式光伏電站投資方和微網內用戶直接簽訂用量協議；分布式發電屋頂直接接入國家電網10KV支線；用電單位用量超過分布式發電量視同優先使用太陽能電量；10KV支線內由電力公司進行電費代收，分布式投資方和電網公司在10KV支線端口處進行電費結算；實行峰谷電價的地區，按白天平均電價折算。