分布式光伏發電特指在用戶場地附近建設，運行方式以用戶側自發自用、多余電量上網，且在配電系統平衡調節為特征的光伏發電設施。分布式光伏發電遵循因地制宜、清潔高效、分散布局、就近利用的原則，充分利用當地太陽能資源，替代和減少化石能源消費。

據《能源評論》雜志報道，本來被多方看好，一進市場卻回應寥寥。當下，分布式光伏正在踐行這條尷尬的商界規律。

4月8日，在順風光電宣布收購無錫尚德獲得董事會全票通過的當天，其透露了2014年光伏新增并網裝機目標，分布式光伏僅為600兆瓦，占比1/5。

如果與過去1～2年的分布式光伏現狀相比，600兆瓦已經是一個相當大的容量。但從2013年8月至今，我國涉及分布式光伏的政策多達14條之多，最明確的是在2014年3月，國家能源局明確提出2014年全年裝機8吉瓦的目標。于是，諸如“多地啟動分布式光伏申報”“一批分布式光伏項目上馬”等說法不斷在網絡出現，讓人感到分布式光伏市場即將引爆、且前景光明。

但前景大并不等于“錢景”好。連行業“黑馬”的順風光電都不過如此，那些銀根吃緊的企業，在投入上勢必更加謹慎。而眼看2014年已幾近過半，到底是什么在影響分布式光伏市場？

機會難落地

其實從2011年產能過剩時算起，光伏行業已經就“政策落地”自我反省了無數次，但直到4月17日的“2014光伏電站投資與金融峰會”上，某光伏企業負責人仍在表示，會保持分布式和地面電站1：4的比例，除非“后期分布式政策明確”。

可見，分布式光伏現階段發展必須依靠政策驅動。但現實是，中央政策方向態度鮮明，地方落地細則跟進不足，于是影響了盈利模式的形成和融資渠道的打開。

融資渠道未能打開根本上是由于盈利模式的不確定性。目前，分布式光伏發電分為自發自用和余電上網兩種，對于工商業用戶來說，自發自用的發電收入相當于“工商業電價+補貼電價”，而余電上網的發電收入相當于“火電脫硝電價+補貼電價”，自發自用的比例變化導致了項目投資收益的不確定性。

不僅如此。目前，我國分布式光伏發電沒有統一收費機構，而企業間的對接給收費帶來一定的風險。缺乏政策導致的另一個結果是，大多人會對分布式光伏未來收益率穩定性持懷疑態度，建設方很難將分布式光伏項目直接出售給用戶，更多是采用收取電費的方式獲取收益，而用戶持續使用時間具有較大的不確定性。

這就不難理解，為什么在分布式光伏的明確目標提出已過60多天后，國開行尚未向國家級分布式光伏示范區中的任何一家發放貸款，其他商業銀行也僅停留在與分布式電站的接洽階段。

而證券和基金的探索雖然不時出現，卻難成氣候。一個最顯著的例子是，近期募資額為50億元的國靈光伏應用產業投資基金。但如果按照1千瓦8500元左右的建設成本計算，僅上文提到的順風光電一家，就需要500億元。而根據公開消息，光伏基金的首批5億元就已經有5～10家企業來分享，平均下來，基金不亞于杯水車薪。

因此就不難理解，為什么國家能源局相關人士也在近期直指政策，“中央政策不能覆蓋全部，地方政策要提供補充”。

模式欠挖掘

除了部分政策，當下該受板子的還應包括企業。從3月份開始，一些光伏企業在多個場合呼吁調整光伏補貼。不止于此，部分光伏行業協會的資深人士也指出，中國今年要完成8吉瓦的分布式光伏發電目標較難，原因是“財政部的補貼政策并不是真正鼓勵分布式發電”。

事實上，從分布式項目模型理性分析來看，若假定分布式光伏電站單位投資為8.5元/瓦、年發電利用小時數1100小時、組件年衰減率0.08%等前提，單個分布式項目投資回收期約6～9年，內部收益率高于10%。也就是說，即使在只考慮國家度電補貼0.42元的情況下，分布式光伏項目的收益率仍具有一定吸引力，補貼電價并非行業沒有快速發展的主要癥結所在。