8月4日國家能源局局長吳新雄在嘉興分布式光伏發電交流會上洋洋灑灑說了一大堆干貨，本想著這些天小伙伴們會來個詳細解讀的，結果都忙著推光伏票子和數錢去了。自覺在業務操作上還有許多內容值得細細探討，故寫點東西出來，來個拋磚引玉，希望討論得更深入一些。

（一）

吳新雄講話內容有這么幾個主要觀點：

一、分布式光伏發電大方向方面

1、國務院及能源局高度重視光伏產業，花費好大力氣和成本來推這個事。國家在國際上能夠左右市場的產業并不多，光伏產業是其中為數不多的一個，目前歐美雙反圍剿我們，這個光伏產業國際話語權我們會保住。要保住就要大力推國內市場，我們40GW產能，國內市場提到15GW就可消化4成。（第二個意思：你們老外老借碳減排來打我們的臉，我們要用光伏反打你們的臉）

2、中期能源戰略是煤清潔高效利用、提高燒氣比例、2020年非化石能源占比15%。非化石能源目前占比9.8%，水電現在2.8億，2020年要達到3.2億千瓦裝機，風電現在7500萬千瓦，2020年要達到2億裝機容量，太陽能現在1500萬千瓦，2020年要達到一億千瓦的裝機容量。（未來增速排序估計：太陽能、風電、天然氣、水電、煤）

3、分布式能源是新城鎮化的重要組成部分。城市人口多，靠幾個天然氣管道集中用氣，高峰差、低谷差大。方向是，將城市分成一個個居住5000~20000人的建筑群，用ARG氣化、三聯供，集中制能，集中制熱，屋頂上有太陽能發電，這樣小區完全清潔化了。這是未來的新城鎮、新能源、新生活。（請自行聯想強哥力推新城鎮化的強度和內容）

4、從西部集中式轉向東中部分布式。西部3000小時光照，東中部1000多小時光照，為何轉？西部自身消化不了，輸電損耗大，東中部太陽能發電全是高峰電，電價高，經濟條件好，設定的補貼已使得投資回報率比西部高。（早該轉了。分布式光伏項目天然親民，以后可成為居民看得見摸得著的、穩定收益的養老投資資產）

5、計劃擇時推出各省用電清潔能源配額制。文件已擬好，會擇時下發，清潔能源各個省要作為碳排放、能源考核的依據。（是繼初裝補貼和FIT之后的重磅政策，要動某部分利益集團的奶酪；補貼+強制性配額，可撬起更大的市場）

6、強調二十年補貼政策不變。但隨著時間推移，補貼額度有可能微調。新能源總補貼政策不變，集中式補貼可能要適當降低一點，分布式補貼要適當提一點。（政策穩定性很重要，光伏項目現金流證券化首要條件是收益穩定性）

二、今年推動分布式光伏發電發展方面

1、擴大分布式光伏發電市場

1）對于利用地面場所或農業大棚等無電力消費的設施建設、在35千伏及以下電壓等級接入電網、單個項目容量不超過2萬千瓦且所發電量在并網點變電臺區消納的光伏電站項目，可以納入分布式光伏發電規模指標管理，執行當地光伏電站標桿上網電價。（分布式光伏發電上半年備案完成率太低了，荒山荒坡、農業大棚、灘涂、魚塘、湖泊等地面電站轉過來充數）

2）增加一條措施，在電力用戶用電量顯著減少或者消失的情況下，可以轉為“全額上網”，執行光伏電站標桿電價，解除投資者對電費回收的后顧之憂。

3）鼓勵有條件的地方，強制耗能較高的企業新建建筑屋頂安裝光伏發電。

2、落實今年光伏發電裝機容量

年初已將2014年新增備案規模下達到各地區（14GW，分布式8GW），但半年只執行了3.3GW，會后，各地方要加大執行力度，力爭全年光伏發電新增并網容量達到13GW以上。對于計劃執行不好的地區，不再增加其光伏發電規模指標。

3、多措并舉解決好屋頂分布式光伏項目問題

……各種細節……（細節略，可看原文，其中并網簡化、電費收入保障、光伏電站質量保證、項目融資創新等都很重要）

提一下落實屋頂項目的兩條措施：

1）工業園屋頂項目。鼓勵工業園管委會成立公司統一開發園區內屋頂光電項目，解決扯皮問題。（根據官方統計數據，目前全國適用的建筑屋頂可建成300GW分布式光伏電站，其中工業園區80GW；園區內企業資金實力強，園區屋頂項目將最先大規模鋪開）

2）能源央企屋頂項目。要求每家能源央企至少要與一個地方政府合作，成建制地開發建設一個分布式光伏示范區。（117家能源央企，每家今年僅落實30MW，就有3.5GW）

4、PPA試點

計劃選擇部分示范區開展分布式光伏發電區域電力交易試點，允許分布式光伏發電項目向同一變電臺區的符合政策和條件的電力用戶直接售電，電價由供用電雙方協商，電網企業負責輸電和電費結算。（未來發展方向）

（二）

吳新雄的講話相當全面，將分布式光伏發電各個方面的問題和對策都提到了，對策也相當有操作性。順著吳局的思路，再講講兩個方面的實際情況。

一、今年光伏裝機容量有多少？

吳局說力增13GW以上，業界普遍預測13~15GW，我更樂觀一點，15~17GW。除開上半年的3.3GW，下半年12~14GW主要來自于這幾個方面：

1、享受標桿電價的地面光伏電站。這部分電站上半年并網2.3GW，下半年力度可能稍大，預計3~4GW。

2、納入分布式指標的地面光伏電站（灘涂、荒山等）。這部分光伏電站單體規模一般2~20MW，范圍廣。該類項目無就地消納荷載，實際執行分布式補貼，收益率低，審批也較難，執行標桿電價后，投資收益率提升，應該有量出來。該部分彈性較大，可預測為1~3GW，中值2GW。

3、工業園屋頂項目+工業企業屋頂光伏項目。這部分是分布式光伏屋頂主力，主要為自發自用（比上網收益高）。實際操作中，項目單體規?？筛哂?MW。上半年分布式光伏發電備案完成率低主要原因在于地方政府在制定地方細則，細則集中在6~8月出來，備案也在此時間段大體落實完畢。少數地方就執行國家統一的分布式補貼，大部分地方還有額外的補貼，所以今年這部分放量是可明確預期的。預計5~6GW。

4、商業屋頂光伏項目。吳局鼓勵地方政府額外補貼學校、醫院等公共機構分布式光伏發電項目，也鼓勵在火車站、高速公路服務區、飛機場航站樓、大型綜合交通樞紐建筑、大型體育場館和停車場等公共建筑推廣分布式光伏發電應用，加上商業寫字樓等，這部分預計500MW~1GW。

5、居民屋頂光伏項目。居民用電時間與光伏發電時間不匹配，自發自用率低，僅0.42元/度補貼的話，收益率低，初始投資意愿也低，所以這部分是分布式光伏發電工作的難點，目前僅有別墅類項目有小部分量，預計300~500MW。

二、分布式光伏項目投融資難點

吳局也談了這方面的內容，但說得不深。目前光伏發電項目市場約1200億元左右（15GW×8元/瓦），市場主要靠企業項目資本金+國開行貸款來啟動（業主靠發電收入+政府補貼來回收投資），民間財務資本、商業銀行基本沒有介入進來。實際上投融資已是繼并網難之后的最大的光伏發展難題。

難點主要如下：

1、參與光伏項目的民營企業，融資渠道單一，貸款相對較難，利率較高

民營企業光伏項目資本金來源有限，一是靠企業自有經營積累資金，二是來自于股票融資（操作性較難較差）。光伏項目資金需求量大，而且資金很容易被沉淀，所以持續發展很困難。

在貸款方面，國有開發企業實力強大，且有集團母公司擔保，易取得銀行授信，一般可以拿到持平基準利率的貸款，民營開發企業則貸款相對較難，利率也會上浮。利率是影響項目收益率的重要因素，所以項目收益率比不上國有開發企業的項目，國有企業也憑借這個因素大包大攬光伏開發市場。

2、民間財務資本、商業銀行不介入，光靠國開行貸款覆蓋面遠遠不夠

國開行規模再大，人力也會有限，目前只能覆蓋一些大的光伏項目，中小型光伏項目較難以顧及。目前保險和租賃企業正在介入進來，但還在起步階段。分布式光伏項目光靠資本金投入，沒有債務資金進來，是啟動不起來的。

原因分析如下：

1、政策制定有偏差

2012年新增光伏裝機容量中，分布式占比47.4%，2013年由初裝補貼改為度電補貼后，當年分布式占比下降到6.2%（0.8GW）。2014年初國家指導意見是分布式占比57%，但實際上上半年分布式占比僅30%（1GW），與預期差距較遠，而且這些項目大部分是由上年轉過來的，扣除這部分，上半年新增分布式光伏電站非常少。

主要原因在于政策制定與實際情況有偏差，初裝補貼政策轉向度電補貼政策中沒有平穩過渡。

在初裝補貼政策中，光伏電站裝機容量每瓦補貼標準逐年下滑速度跟不上光伏組件及EPC價格的下滑速度，使得分布式光伏電站項目投資回報過于豐厚（一是由于補貼標準沒有前瞻性，二是拖工期騙補現象嚴重）。以BAPV為例，2009年、2010年、2012年、2013年上半年BAPV每瓦補貼分別為15、13、7.5、5.5元，2013年EPC價格已下滑8~9元/瓦，使得項目資本金投資回收期在2年左右。

由于可再生能源專項基金有限（目前約為80億元），初裝補貼模式出現問題過多，2013年下半年補貼模式改為度電補貼，分布式光伏電站每度電補貼0.42元，補貼20年，項目資本金投資回收期拉長至7~11年。有些項目因為測算中年現金回收額抵不過利息開支而啟動不了。投資回收期過長，投資資金意愿一下子降低。

簡單測算在度電補貼模式下，東中部分布式光伏電站項目實際每瓦補貼額：每瓦20年平均發電量為1度/年，0.42×1×20=8.4元/瓦（不考慮通脹），大于2013年上半年的補貼標準5.5元/瓦。即度電補貼模式下，對光伏電站項目的補貼實際上比初裝補貼高（考慮到通脹，可能持平）。

說起這個不是說批評度電補貼模式，而是說在政策上可以有更靈活和更平穩的考量，如采用“部分初裝補貼模式+部分度電補貼模式”，或在度電補貼模式下，前5年補貼額大一些，后15年補貼額小一些。起碼要讓投資者現金回收得快一些，這樣民間資本也會有意愿介入進來，分布式光伏發電的商業模式也會豐富起來。

2、商業模式不清晰

在靠政府補貼撬動的產業，政策決定了商業模式。目前在操作中，地面光伏電站和部分工業屋頂分布式光伏電站（業主自營）是有商業模式的。商業屋頂分布式光伏電站的商業模式比較模糊，投資收益率與貸款利息大體持平。居民屋頂分布式光伏電站幾乎可以說沒有商業模式，項目基本無法貸款，而自發而起的項目回收期也在10年以上。

除了政府補貼水平因素外，很多分布式光伏項目沒有商業模式的關鍵原因在于成熟的分布式光伏項目安裝質量評估機制和保險機制還沒有出現，這些項目的各項風險和現金流無法被定價，收益無法被抵押，故項目在前期的投資回報評估階段都通過不了。有了評估和定價基礎，才會有后面的融資創新。

如在德國（20年固定FIT政策）的分布式發電項目商業模式中，項目貸款主要通過政策性銀行（復興銀行）及商業銀行（來自于復興銀行的貸款）評估后100%發放。該債務融資為有限追索權貸款，由上網電價和光伏電站項目資產作為抵押，完全由電費收入產生的現金流進行償還。由于有清晰的商業模式，各路民間資金紛紛流入獨立開發商（SPV）。

如在美國（投資稅務減免+可再生能源配額政策）SolarCity的PPA/租賃商業模式中，20年的PPA協議/租賃合同中存在現金流分布不平衡的問題，分期向用戶收取的電費或租金無法解決巨額初期投資壓力，SolarCity通過融資創新，將PPA/租賃合同的未來現金流進行貨幣化，吸引稅務投資機構，并通過巧妙的合資模式和售后回租模式，獲得了（由稅務投資者出資的）持續開發光伏項目的資本金。在這里，SolarCity自己承擔了光伏資產的評估和定價工作。

（三）綜上所述，小建議

一、培養成熟的分布式光伏項目安裝質量評估機制和保險機制。

除了要求光伏設備必須采用經國家認監委批準的認證機構認證的光伏產品外，還需實施光伏電站質量評估機構準入制，由批準的評估機構為每個光伏電站發放評估證書，證書可將光伏電站質量分個三六九等，給保險公司、租賃公司和商業銀行統一使用，作為光伏電站定價的基礎。評估機構借此取得收入，但被發現作假，可禁入及罰款。

二、微調度電補貼。

將20年不變的度電補貼，微調為：前5年（或前10年）補貼額大一些，后15年（或后10年）補貼額小一些。借此縮短投資回收期，吸引民間財務資本。

對居民屋頂分布式發電項目的度電補貼，在上面微調的基礎上，再把度電補貼額度適當提高一下，使之有行之有效的商業模式。

三、對商業銀行實施可再生能源信貸配額。

依靠自發的商業行為，商業銀行對光伏電站項目放貸意愿很低。即使學習德國復興銀行做法，再貸款給商業銀行，也會收效不高，因為商業銀行的收入太豐厚了。在光伏電站可bankability之后，對商業銀行實施強制性的可再生能源信貸配額，可大幅促進光伏電站的發展。