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從馬嘎爾尼口中那艘“破爛不堪的頭等戰艦”到“站立”于世界民族之林，中國足足用了150年。而從1958年開始研制第一片晶體硅光伏電池，到2007年起太陽能組件產量持續雄居世界第一，中國則用了不到50年。但晶硅材料與產品市場“兩頭在外”的產業現實，讓中國這個迅速膨脹的“太陽帝國”自誕生起就外強內干，處境堪憂，“太陽帝國”一直缺乏“陽光”。
3月20日，中國昔日的光伏標桿企業——無錫尚德宣布破產重整，盡管這一結果并不令人意外，卻使國內光伏產業產能嚴重過剩的問題更加凸顯。歐債危機、美歐“雙反”，海外市場不再可靠，國內市場的開拓，已關乎光伏產業的生死存亡。
事實上，國內市場的開拓并非從零開始。2009年，國家“太陽能屋頂計劃”、“金太陽示范工程”扶持政策的出臺，標志著國內市場的正式啟動。根據國家發改委能源研究所研究員王斯成的統計，截至2012年年底，中國累計光伏裝機7吉瓦，其中10千伏以上并網3.3吉瓦，待并網約1吉瓦，分布式光伏（10千伏及以下接入）加離網光伏大約2.7吉瓦。盡管如此，太陽能發電在中國整個能源結構中依然微不足道，據統計，2012年中國太陽能發電量僅為35億千瓦時，占全國發電量的0.07%。
因此，節能減排、能源清潔化訴求推動下的光伏規劃更加迅猛。2012年6月，國家發改委將“十二五”期間光伏裝機目標再次上調至21吉瓦。在2013年全國能源工作會議上，國家能源局又提出，今天要大力發展分布式光伏，實現全年新增光伏裝機1000萬千瓦。“分布式光伏發電”成為國內光伏市場新的增長點與發展方向。“過去不懂，用發展火電的傳統思維，集中式、大規模地發展風能、太陽能”，中國可再生能源學會副理事長孟憲淦認為，“在西部欠發達地區大規模發展地面光伏電站，并網壓力巨大，將使光伏發電面臨風電一樣的難題，損失很大。無論從太陽能的資源特點還是國外經驗看，自發自用為主、就近消納的分布式開發模式都是最科學合理的，同時對電網的沖擊也比較小。”
分布式光伏發電，看似美好，實施起來究竟如何？
今年3月份，一則消息在業內不脛而走。實施近4年的“金太陽工程”將走向終結，作為接續的“電價補貼”政策討論稿雖然已經發布，可真正出臺卻足令業內各方等得焦急。一度備受輿論并網壓力的國家電網繼去年10月26日出臺《關于做好分布式光伏發電并網服務工作的意見》后，在今年2月27日，接著出臺《關于做好分布式電源并網服務工作的意見》，將服務范圍進一步擴大到天然氣、生物質能、風能等能源領域。
“金太陽”工程中的多數項目屬于分布式光伏，作為史上支持力度最大的光伏產業扶持政策，“金太陽”被終結原因何在，它為國內分布式光伏的發展積累了哪些經驗與教訓？電網公司在并網方面的積極表現，在推進過程中，又遇到了哪些政策掣肘？制約中國分布式光伏發展的關鍵因素是什么？該如何解讀度電補貼政策意見稿，分布式光伏發電有無更理想的發展模式？近日，本刊記者對我國分布式光伏產業聚集的華北、華中、華東、華南等經濟發達地區展開系統調研，力求通過觀察與思考，對上述問題有所回應。
回望“金太陽”
2009年“金太陽”工程出臺的時候，光伏產業的海外市場依然火爆，用浙江正泰新能源開發有限公司副總經理李崇衛的話說，“基本上只要你能做出來，就有人等著來提板子。”面對政府的真金白銀，彼時像尚德這樣的大企業并不看好國內市場，正忙著在海外大力擴張。但也有企業開始意識到培育國內市場的重要性，高額的投資補貼畢竟很誘人，正泰就是其中一家。
截至今年2月底，浙江省61個“金太陽”項目、218.5兆瓦的裝機容量，有三分之一是正泰做的。2009年，正泰便拿了5個“金太陽”項目。當時的政策是按綜合造價的50%補貼，換句話，投資2000萬元的項目，中央財政直接補貼1000萬元，不過這部分錢在項目開工后，先按70%預算下達，剩余的30%要等項目完工驗收后發放。
這一政策執行一年多后，變成固定補貼。2011年，采用晶體硅組件的示范項目補助標準為9元/瓦，采用非晶硅薄膜組件的為8元/瓦。其后，隨著光伏組件成本的不斷下降，2012年的補助標準定為7元/瓦，后來又降至5.5元/瓦。實際執行的過程中，補貼標準變來變去，異常復雜，在孟憲淦看來，這體現出“政府對市場的把握不準”。
補貼政策的變化嚴重滯后于市場，導致補貼有時甚至幾乎“包了投資”，由此帶來的問題是“騙補”，或者毫不考慮長期運行效益的“以次充好”，反正投資成本幾乎都“補”回來了，后面能多發一年就多賺一年的錢，這對那些實心實意想做分布式光伏產業的人，無疑是一個打擊。更為普遍的是，許多企業有意無意地推遲項目的建設周期。龍馳幕墻工程有限公司太陽能事業部經理楊國平坦言，“這不是投機心理，也是一種趨勢。逐利是企業的天性，合理利用規則是企業的生存智慧。企業說到底需要資金周轉，省下來是為我自己省下來的，按照那個價格，對國家可能影響小一點，對企業來說影響比較大一點”。
也許是開始逐漸意識到補貼政策的問題，中央財政開始“釜底抽薪”，一次性下放的補貼額度越來越小。李崇衛舉了浙江省的例子，以前是70%，2012年上半年減少為35%，下半年則只有10%。而從對江浙多家項目開發企業的采訪中得知，即使是2009年最早一批“金太陽”工程，到目前為止也并沒有拿全剩余的30%補貼。對此，李崇衛笑著說：“我們還是相信政府的，國家的財政資金，我們認為還是比較有保證的。”
除了補貼政策的機制問題，項目開發企業盲目報裝，導致電力實際消納能力與項目申報規模脫節的浮躁心態也使一些投資項目陷入進退維谷之境。河北保定供電公司發策部丁斌主任為本刊記者舉了一個例子。當地一家企業選擇“自發自用”的項目模式，后來發現報裝規模太大，發出的電根本用不完，現在又來問電網公司能不能余量上網，享受度電補貼，當地發改委的答復則是不能兩頭享受補貼。
此外，投資風險與回報問題始終是制約分布式光伏市場的關鍵因素，其中，電價政策又是關鍵。以浙江為例，凡在2012年1月1日前核準建設、2012年12月31日及以前建成投產的“金太陽”項目，上網電價在0.482元的脫硫燃煤標桿價基礎上，享受0.7元的省財政補貼，達到每千瓦時1.182元，而此后核準、投產的“金太陽”則只有0.482元的脫硫燃煤標桿價。以正泰投建的杭州火車東站10兆瓦分布式光伏項目為例，2.4億元的總投資中，自投資金為1.4億元，項目年發電為982萬千瓦時，即使按1.182元的電價計算，靜態回收成本也要12年，可由于客觀原因，該項目未能在2012年年底建成投產，如果按0.482元的電價算，“這個項目就爛掉了，靜態回收20多年都收不回成本”。
而根據天通新環境技術有限公司副總張遠的測算，“在現有的系統建設成本和‘金太陽’的補貼政策下，以合同能源管理為基礎,在華東地區的光伏項目,投資回收期通常在8～10年（年化收益率10%～12%左右）。”
采訪中，許多投資企業表示“6年左右的回收期還是可以接受的”。但事實上，按照目前的補貼政策計算，分布式光伏發電項目的回收期通常都超過了6年。這一回收期是否稱得上合理，一方面有待市場檢驗，一方面更取決于尚未出臺的電價補貼政策。
除了電價政策，“金太陽”工程實施過程中還暴露出許多分布式光伏未來發展中的共性問題。比如屋頂的可靠性問題，并網的問題，相關配套法規的問題。
盡管存在著諸多問題，可無論在業內專家還是項目開發企業看來，“金太陽”工程無疑都是值得肯定的有益探索，為國內光伏產業發展打下基礎，做了貢獻，對那些真正想做分布式光伏發電的企業來說，作用巨大。
據國家發改委可再生能源研究中心副主任任東明提供的數據，“金太陽”工程歷經4年發展，總規模達到3160兆瓦，其中2009年642兆瓦，2010年272兆瓦，2011年600兆瓦，2012年1090兆瓦。
得屋頂者得天下
分布式光伏發電項目有三種模式：自發自用、全部上網、余量上網，原則上主張 “就近消納，余量上網”，這也可以解釋國內分布式光伏發展的重心為何在東南沿海經濟最為發達的地區。這些地區一則光伏產業發達，二則工商業用電量大，完全可以就近消納，同時負荷高峰與光伏發電高峰正好吻合。
在這些寸土寸金的地區，建筑屋頂尤其是工業廠房的屋頂便成為分布式光伏項目的最佳載體。正如國網山東電力集團公司營銷部主任劉繼東在采訪中對本刊記者說的，“山東是個人口大省，土地非常有限，像采煤塌陷區、鹽堿地、荒坡這些沒有什么經濟開發性的地方發展光伏比較好，但山東這種地方也不是太多。發展屋頂分布式光伏或者光電一體化建筑項目是必然趨勢。”
然而，作為分布式光伏的主戰場，“屋頂”問題并不簡單。
在“金太陽”工程的實施過程中，這一問題即已凸顯。首先，老的廠房屋頂不太滿足光伏項目的基本建設條件。江蘇常州佳訊光電研究院院長李安定和浙江省太陽能行業協會秘書長沈福鑫在調研中都發現了這一問題。原來的工業區屋頂大部分是彩鋼瓦結構，廠房建設之初一般都不會考慮在屋頂給光伏安裝預留承重載荷。要在這些屋頂安裝光伏項目，必須在重新設計的前提下經過改建，需要投入高昂的屋頂加固成本，導致項目開發成本增加，直接降低了項目的投資內部收益率。即以杭州火車東站10兆瓦分布式光伏項目而言，2.4億元的總投資中，屋頂加固成本就占了4500萬元。
其次，屋頂的產權問題也頗讓投資者頭疼。
國網上海市電力公司發策部主任陶佩軍向本刊記者談起上海“金太陽”工程實施過程中的這一問題，“矛盾的焦點集中在業主和建設方之間，業主覺得建上去對他們也沒太大好處，而且許多企業不靠這點電，也不缺這個錢，對他們來說安全是第一位的，因此對安裝光伏板并不積極。”
對居住在樓房的個人用戶，如果想在樓頂公共面積建設項目，由于屋頂產權不明確，難度就更大了。徐鵬飛是供職于青島一家光伏逆變器生產廠家的電器工程師，為了在公共屋頂安裝發電項目，“花了大約三周時間，挨家挨戶做通周圍20余戶鄰居的思想工作，最終才得到他們的簽字。”國家相關法規的修訂工作如果不能跟進，屋頂產權這塊絆腳石必將制約分布式光伏的進一步發展，也容易造成一些社會問題。事實上，絕大多數“金太陽”或“光電建筑一體化”的項目，都已經或者考慮采取合同能源管理的模式。所謂“合同能源管理”，即指項目開發企業與未來潛在的光伏發電購電客戶之間達成協議，由前者投資和實施光伏發電項目，并向后者以約定的優惠價格提供電力供應。這一模式，既保障了投資方較好的穩定收益，也為業主節省了能源消費，堪稱雙贏。
然而，合同能源管理在目前的政策法規下，依然只是一個過渡之舉。在《電力法》未修訂的情況下，項目開發企業雖然已是事實上的“賣電方”，卻并無發電許可證，沒法出具節能服務的增值稅發票。此外，項目開發企業在向業主收取電費時位置被動。李崇衛的擔心并非沒有道理，“我們個別項目已經碰到這個問題，項目投運收費時，一些業主就電費討價還價，如果不同意，將讓我們把建到他屋頂的板子撤走”。對此，李崇衛希望國家出臺相關政策，由供電企業來代收、返還電費。
“屋頂”目前即使存在著種種問題，可對精明的商家來說，為將分布式光伏的項目規模化，“得屋頂者得天下”已成共識，屋頂資源的搶奪已不可避免。一場“圈屋頂”的運動已然展開，張遠對本刊記者說道，“這樣的事情已經在發生，嘉興那里搶得頭破血流。最好政府有一個統籌，不然電價競爭到四五毛，市場就全弄亂了”。
并網：超前與滯后
毫無疑問，在分布式光伏的發展中，電網公司的身份多少有些尷尬。走得慢了，受業界與社會輿論的質疑；走得快了，則不免又有些“自作主張”。
雖然國家對分布式光伏項目的原則是，在自發自用的基礎上余量上網。可出于各種原因，許多項目發的電全部上網，而即使是“余量上網”或“自發自用”的項目模式，也都需要電網做出相應的接入設計與改造，并網的工作量與壓力并不小。
在“金太陽”工程的實施中，投資方對電網一個最大的意見是接入系統的費用太高。在對國網上海電力公司的采訪中，發策部主任陶佩軍告訴本刊記者，電力系統的技術規范由國家制定，在國家技術規范沒有做出配套修改的情況下，電網只能參照常規電廠的做法，因此“接入的要求高，費用自然貴。所謂接入費用主要在于線路，除此之外我們沒有收過其他方面的服務費用。”
在陶佩軍看來，過去的那套技術規范顯然不適合分布式光伏發展，其實質在于“國家的政策規則規范滯后于光伏的發展”。
2012年10月26日，在國家相關標準規范缺失的情況下，國家電網公司決定先行一步，發布《關于做好分布式光伏發電并網服務工作的意見》。
在該文件中，國家電網公司明確了“分布式光伏發電”的定義：“位于用戶附近，所發電能就地利用，以10千伏及以下電壓等級接入電網，且單個電源點總裝機容量不超過6兆瓦的光伏發電項目”。而據任東明的介紹，此前國內最早關于“分布式發電”的定義是在2011年國家能源局發布《分布式發電管理辦法（征求意見稿）》中，是指“位于用戶所在地附近，不以大規模遠距離輸送為目的，生產電力除用戶自用和就近利用外，多余的電力送入當地配電網的發電設施、發電系統，或有電力輸出能力的多聯供系統”的發電項目，并無具體的接入電壓等級與容量標準。分布式發電的定義，無疑需要一個國家層面的明確標準。
此外，國家電網公司承諾免收系統備用容量費與任何服務費用，并明確了辦理流程與工期安排。針對并網設備與人工方面的費用，國家電網公司總部專門設立了一個單項資金，根據項目情況向下發放。“要執行一段時間才知道花多少錢，目前就是先把事做成了”，業內人士對本刊記者說，“但長此以往是沒道理的，對企業而言，各種費用收支都是有明確規定的，特別像國家電網公司這樣的大型央企，每一項收入與支出都有國家政策支撐，可現在這筆費用支出，我們暫時無法列支，只能先墊付著，等待國家政策。我們也有個別員工不能理解，覺得哪有做這種事情的，把自己飯碗敲掉，敲碗的榔頭錢還要自己出”。
今年2月份，國家電網公司又將這一服務政策進一步擴展到整個分布式能源領域。
項目開發企業對并網的政策支持，普遍感覺力度很大，對電網所做的工作也很歡迎、認可，只是仍然覺得流程有些繁瑣。在對晶澳太陽能有限公司等光伏企業的采訪中，本刊記者了解到，他們對國家電網公司的并網政策也非常歡迎，只有項目并網發電，他們的產品才有市場。
在個人分布式光伏項目的開發上，電網再次走到政府前面。打開國網浙江省電力公司今年3月25日《關于浙江新能源和分布式電源有關情況的匯報》的文件，里面清楚地記錄著自然人建設、運行分布式光伏發電項目存在的問題，這些問題均需要國家修訂有關法律、法規才能解決。
首先的問題是項目立項政策不明確。目前國家電網公司明確自然人投資建設分布式電源項目不需政府部門立項。若項目法人投資光伏項目，也未獲得“路條”文件，電網企業是否能受理接入，尚不明確。
其次是上網電價和結算憑證不明確。由于沒有路條文件，政府價格主管部門對其上網電價尚不明確。對自然人應開具哪類上網電量結算發票、由哪個部門（單位）代開發票，也未明確。
此外，還有項目設計、施工、運行資質的要求問題。出于電網安全考慮，根據國家電網公司文件，分布式電源（含光伏）項目工程設計和施工建設應符合國家相關規定。對自然人建設的光伏發電項目，出于成本考慮，個人常常無法委托有資質的設計機構、施工單位進行工程設計與施工。
最后是發電許可證的問題。根據電監會電力業務許可制度，發電企業必須辦理發電許可證。面對自然人大量進入光伏發電市場的前景，個人是不是發電主體？如果是，是否需要辦理發電許可證？為真正推廣分布式光伏發電計，建議政府有關部門理應明確分布式光伏發電項目免辦發電許可證。“就發電許可證的問題，我起碼跟電監會反映過兩三次”，陶佩軍對本刊記者說。
根據國家電網公司的統計，截至目前，公司累計受理光伏并網相關咨詢業務5741件，報裝業務352戶，其中43戶完成并網。“國家電網公司的并網政策剛出來的時候，來了好多人咨詢，最近來的少了，他們計算以后感覺還不是很劃算”,浙江海寧供電局副局長胡舟對本刊記者說。
在目前上網電價不明的情況下，一些地方的電網企業已經為并網用戶開始“臨時結算”了。“上海目前個人用戶有6家，最少的500瓦，最多的5千瓦，目前暫時參照上海的脫硫燃煤價0.4773元按月結算，以后等電價政策明確了，再‘多退少補’”，陶佩軍向本刊記者介紹道。
從全國范圍看，個人分布式光伏項目的安裝者主要是一些發燒友、研究者、太陽能企業老板以及光伏設備代理商，因為按照目前的電價補貼，這些項目并不具備經濟性。
國務院參事室特約研究員、中國城市燃氣協會分布式能源專委會主任徐曉東是一位資深能源專業人士，他在北京順義的家中屋頂上裝了總裝機4.2千瓦的光伏發電項目，加上購買逆變器等設備及各種人工費用，總成本約4萬多元。“如果以北京目前0.4002元的脫硫燃煤價收購，即使按每天30千瓦時的發電峰值計算，收回成本需要9.12年。”
未來可期的分布式光伏發展前景，將給電網安全帶來哪些問題，目前仍在討論與研究之中。分布式光伏發電項目，事實上改變了電網的配網結構，原來的配網結構，上面的線路切斷后，下面就沒電了，現在則不同。雖然也裝了防孤島裝置，可業內人士仍然感覺心慌，“中國目前幾十家認證機構認證全國幾百個產品，哪一個才是權威的，并不清楚。一旦防孤島裝置不起作用了，該斷的電沒有斷電，檢修的時候是要死人的。電網是否安全，這是我們最擔心的。”
怎樣的電價補貼“套裝”？
今年3月，國家發改委《關于完善光伏發電價格政策通知》征求意見稿的公布，引爆業界對“金太陽”工程終止后電價補貼政策的熱議與猜想。采訪中，許多項目開發企業明確表示，手頭儲備了不少項目，就等著這一政策的最終出臺。
一直以來，“金太陽”工程一次性補貼的做法很受質疑。一些項目開發企業在采訪中表示，雖然從投資成本的角度看，一次性補貼對企業的扶持力度更大，可從長遠看，度電補貼是必然趨勢。合理的電價補貼政策，不僅能提高國家補貼的資金利用效率，也會使那些踏踏實實做產業的人真正受益，淘汰掉一批短視的企業。對他們而言，眼下最關注的就是電價補貼的標準了。
在孟憲淦看來，光伏發電有兩個原則，一是政策推動、財政補貼的原則，一是投資者要有合理成本加合理利潤的原則，關鍵在于把握好政府與市場的度。
究竟怎樣的電價補貼政策才合理？
目前的征求意見稿，對分布式光伏發電和大型地面電站做了區分。分布式發電的度電補貼為0.35元，并網電價則由電網企業按照當地脫硫燃煤發電標桿上網電價進行收購。大型光伏發電標桿上網電價則根據太陽能資源稟賦，將全國劃分為四類電價，每千瓦時的價格分別為0.75元、0.85元、0.95元、1元。電價補貼標準將隨發電成本降低逐漸調減，補貼年限明確為20年。
對其中分布式光伏發電的電價補貼政策，許多受訪的項目開發企業并不滿意。浙江正泰新能源開發有限公司副總經理李崇衛更坦言：“這個政策一出來，應該沒有什么人去做。即使按最好的情況計算，工業用戶完全自發自用，0.8元多的工業電費再加上0.35元的補貼，也就1.2元不到。可與‘金太陽’不同，前面沒有建設補貼，完全自己掏錢進去，按照目前9元多1瓦的綜合成本，算下來靜態成本回收都需要10年以上。”從中能夠看出，國家政策調控的支持傾向非常清晰，那就是盡量自發自用，也就是李崇衛所計算的“最好的情況”。
采訪中，也有企業對這種“自發自用”項目的補貼政策還比較滿意。橫店集團東磁股份有限公司光伏系統開發部部長董江群對本刊記者介紹道，公司位于東陽市橫店廠區的20.7兆瓦分布式光伏項目剛于今年4月8日正式并網發電，作為浙江省最大規模的分布式光伏電站，該電站總投資2.3億元，年發電量2000萬千瓦時，全部自發自用，發電量占廠區用電量的10%左右，“如果加上國家的電價補貼，6年左右可以回本，如果不享受補貼的話，至少要在10多年。”可問題在于，已享受“金太陽”工程補貼的項目，還能享受將出臺的度電補貼政策么？
對一些開發企業提出的“分布式光伏的度電補貼價也應該根據資源稟賦有所區分，不宜一刀切”，孟憲淦則認為，從一次性補貼過渡到分類電價補貼，有一個延續問題，在管理體制還不是很順的情況下，搞得太細沒有基礎。
也有一些開發企業提出，國家財政可以采取折衷的補貼政策，項目建設開始補一塊，電價再補一塊。
此外，尚有一些細則有待盡快明確。據國網浙江省電力公司營銷部專責童瑞明介紹，根據國家政府性基金及附加的有關規定，所有“自發自用”用戶都要征收“可再生能源基金”。對依靠這一基金補貼的分布式光伏“自發自用”用戶，如果再征收這塊費用，無疑很不合理。目前政府對是否減免并無說法，浙江省目前的政策是暫緩收取。
顯然，單純的電價補貼政策并不能解決分布式光伏的所有問題。在李崇衛看來，相關的配套政策同樣關鍵。電價補貼政策應該是一個包含《電力法》修訂、《合同能源管理》完善、結算憑證明確、電費交易規則細化的“套裝”，而不只是一頂顏色鮮艷的帽子。
一個更好的設想
“市場才是決定一個產業發展的最終力量”，相信沒有人會對這句話有所懷疑。對分布式光伏產業來說，亦是如此。
光伏電站的高額投資，使資金問題成為開發商的最大困擾。在“后金太陽時代”，由于缺乏前期投資的強力政策支持，可以預見，資金問題將更為凸顯。
事實上，本刊記者在采訪中就已發現一個現象，凡是在分布式光伏電站方面做得比較成功的企業，一般是大型的相關設備制造企業與能源集團，甚至是上市公司，唯此，它們才有充足穩定的現金流，可以支撐這些回收期頗為不短的項目。反觀那些傳統的光伏組件設備商，本身已經深陷貸款泥沼，哪有心力再拿真金白銀去做電站投資。
難道說，必須借助外部資金才能啟動項目么？分布式光伏項目本身不能吸引來資本么？至少，德國的案例值得我們深思、學習。
2000年，德國推出第一版上網電價法案，也就是業內津津樂道的EEG法案，初步明確了實行上網電價的補貼模式，法案推出后市場處在40%以上的復合增長期。2004年1月，德國修改并頒布了新的《可再生能源法》，其中規定了“優先并網，全額接納”的新能源電力政策，并細分了各種類型的發電裝置的上網電價。2008年6月，德國出臺第三版EEG法案。每次政策調整，都帶來裝機的飛速攀升。如果說上網電價法案是德國光伏產業飛速發展的源泉，那金融創新則承擔著催化劑的作用。
通過上網電價法案的機制安排，在德國，電網企業作為國家的代理人，同時也是中介人，向用戶發放電價補貼，并進行相應的管理和計量。這樣做最大的好處在于，電網企業代表了一種國家層面的信用，分布式光伏發電項目相當于一種國債，由于可靠的收益回報，一時之間，金融投資機構的資金大量進入，德國分布式光伏發電項目成為賣方市場，買家拿著錢等著項目做出來。在金融資本的催化作用下，整個德國光伏市場在上網電價法的基礎上迅速井噴。
在天通新環境技術有限公司副總張遠看來，“絕對地談論上網電價的多與少固然有意義，但更需要一種好的機制引發市場的力量。”與德國國情不同的是，中國工商、居民用電與國外相反，居民的電價補貼不好確定。此外，中國資產金融化的程度還很低，不能將資本與實體經濟迅速高效地聯接起來。
這一美好的想法，無疑要等待中國電價機制的理順以及全社會金融發展程度的提高，才有望實現。
等，等，等，等……在光伏企業、項目投資企業、電網企業、個人用戶乃至地方政府的熱情都被調動起來之時，在發展分布式光伏已成大勢所趨、人心所向之際，各種政策、法規、機制的出臺卻仍在大家的焦急等待中呼之難出。而無論是深陷資金泥潭的光伏企業，岌岌可危的光伏產業，還是艱巨的減排壓力，嚴峻的環境挑戰，都讓人們沒有時間再等下去！“太陽帝國”呼喚“陽光”，呼喚真正普照人心的政策機制盡快照耀，而不再陰晴難定、風雨難測。如果無法及時制定法則，則應讓渡權力，真正釋放市場活力，“管該管的，管能管好的”，也許那時，等待“太陽”才不至變成等待戈多。
3月20日，中國昔日的光伏標桿企業——無錫尚德宣布破產重整，盡管這一結果并不令人意外，卻使國內光伏產業產能嚴重過剩的問題更加凸顯。歐債危機、美歐“雙反”，海外市場不再可靠，國內市場的開拓，已關乎光伏產業的生死存亡。
事實上，國內市場的開拓并非從零開始。2009年，國家“太陽能屋頂計劃”、“金太陽示范工程”扶持政策的出臺，標志著國內市場的正式啟動。根據國家發改委能源研究所研究員王斯成的統計，截至2012年年底，中國累計光伏裝機7吉瓦，其中10千伏以上并網3.3吉瓦，待并網約1吉瓦，分布式光伏（10千伏及以下接入）加離網光伏大約2.7吉瓦。盡管如此，太陽能發電在中國整個能源結構中依然微不足道，據統計，2012年中國太陽能發電量僅為35億千瓦時，占全國發電量的0.07%。
因此，節能減排、能源清潔化訴求推動下的光伏規劃更加迅猛。2012年6月，國家發改委將“十二五”期間光伏裝機目標再次上調至21吉瓦。在2013年全國能源工作會議上，國家能源局又提出，今天要大力發展分布式光伏，實現全年新增光伏裝機1000萬千瓦。“分布式光伏發電”成為國內光伏市場新的增長點與發展方向。“過去不懂，用發展火電的傳統思維，集中式、大規模地發展風能、太陽能”，中國可再生能源學會副理事長孟憲淦認為，“在西部欠發達地區大規模發展地面光伏電站，并網壓力巨大，將使光伏發電面臨風電一樣的難題，損失很大。無論從太陽能的資源特點還是國外經驗看，自發自用為主、就近消納的分布式開發模式都是最科學合理的，同時對電網的沖擊也比較小。”
分布式光伏發電，看似美好，實施起來究竟如何？
今年3月份，一則消息在業內不脛而走。實施近4年的“金太陽工程”將走向終結，作為接續的“電價補貼”政策討論稿雖然已經發布，可真正出臺卻足令業內各方等得焦急。一度備受輿論并網壓力的國家電網繼去年10月26日出臺《關于做好分布式光伏發電并網服務工作的意見》后，在今年2月27日，接著出臺《關于做好分布式電源并網服務工作的意見》，將服務范圍進一步擴大到天然氣、生物質能、風能等能源領域。
“金太陽”工程中的多數項目屬于分布式光伏，作為史上支持力度最大的光伏產業扶持政策，“金太陽”被終結原因何在，它為國內分布式光伏的發展積累了哪些經驗與教訓？電網公司在并網方面的積極表現，在推進過程中，又遇到了哪些政策掣肘？制約中國分布式光伏發展的關鍵因素是什么？該如何解讀度電補貼政策意見稿，分布式光伏發電有無更理想的發展模式？近日，本刊記者對我國分布式光伏產業聚集的華北、華中、華東、華南等經濟發達地區展開系統調研，力求通過觀察與思考，對上述問題有所回應。
回望“金太陽”
2009年“金太陽”工程出臺的時候，光伏產業的海外市場依然火爆，用浙江正泰新能源開發有限公司副總經理李崇衛的話說，“基本上只要你能做出來，就有人等著來提板子。”面對政府的真金白銀，彼時像尚德這樣的大企業并不看好國內市場，正忙著在海外大力擴張。但也有企業開始意識到培育國內市場的重要性，高額的投資補貼畢竟很誘人，正泰就是其中一家。
截至今年2月底，浙江省61個“金太陽”項目、218.5兆瓦的裝機容量，有三分之一是正泰做的。2009年，正泰便拿了5個“金太陽”項目。當時的政策是按綜合造價的50%補貼，換句話，投資2000萬元的項目，中央財政直接補貼1000萬元，不過這部分錢在項目開工后，先按70%預算下達，剩余的30%要等項目完工驗收后發放。
這一政策執行一年多后，變成固定補貼。2011年，采用晶體硅組件的示范項目補助標準為9元/瓦，采用非晶硅薄膜組件的為8元/瓦。其后，隨著光伏組件成本的不斷下降，2012年的補助標準定為7元/瓦，后來又降至5.5元/瓦。實際執行的過程中，補貼標準變來變去，異常復雜，在孟憲淦看來，這體現出“政府對市場的把握不準”。
補貼政策的變化嚴重滯后于市場，導致補貼有時甚至幾乎“包了投資”，由此帶來的問題是“騙補”，或者毫不考慮長期運行效益的“以次充好”，反正投資成本幾乎都“補”回來了，后面能多發一年就多賺一年的錢，這對那些實心實意想做分布式光伏產業的人，無疑是一個打擊。更為普遍的是，許多企業有意無意地推遲項目的建設周期。龍馳幕墻工程有限公司太陽能事業部經理楊國平坦言，“這不是投機心理，也是一種趨勢。逐利是企業的天性，合理利用規則是企業的生存智慧。企業說到底需要資金周轉，省下來是為我自己省下來的，按照那個價格，對國家可能影響小一點，對企業來說影響比較大一點”。
也許是開始逐漸意識到補貼政策的問題，中央財政開始“釜底抽薪”，一次性下放的補貼額度越來越小。李崇衛舉了浙江省的例子，以前是70%，2012年上半年減少為35%，下半年則只有10%。而從對江浙多家項目開發企業的采訪中得知，即使是2009年最早一批“金太陽”工程，到目前為止也并沒有拿全剩余的30%補貼。對此，李崇衛笑著說：“我們還是相信政府的，國家的財政資金，我們認為還是比較有保證的。”
除了補貼政策的機制問題，項目開發企業盲目報裝，導致電力實際消納能力與項目申報規模脫節的浮躁心態也使一些投資項目陷入進退維谷之境。河北保定供電公司發策部丁斌主任為本刊記者舉了一個例子。當地一家企業選擇“自發自用”的項目模式，后來發現報裝規模太大，發出的電根本用不完，現在又來問電網公司能不能余量上網，享受度電補貼，當地發改委的答復則是不能兩頭享受補貼。
此外，投資風險與回報問題始終是制約分布式光伏市場的關鍵因素，其中，電價政策又是關鍵。以浙江為例，凡在2012年1月1日前核準建設、2012年12月31日及以前建成投產的“金太陽”項目，上網電價在0.482元的脫硫燃煤標桿價基礎上，享受0.7元的省財政補貼，達到每千瓦時1.182元，而此后核準、投產的“金太陽”則只有0.482元的脫硫燃煤標桿價。以正泰投建的杭州火車東站10兆瓦分布式光伏項目為例，2.4億元的總投資中，自投資金為1.4億元，項目年發電為982萬千瓦時，即使按1.182元的電價計算，靜態回收成本也要12年，可由于客觀原因，該項目未能在2012年年底建成投產，如果按0.482元的電價算，“這個項目就爛掉了，靜態回收20多年都收不回成本”。
而根據天通新環境技術有限公司副總張遠的測算，“在現有的系統建設成本和‘金太陽’的補貼政策下，以合同能源管理為基礎,在華東地區的光伏項目,投資回收期通常在8～10年（年化收益率10%～12%左右）。”
采訪中，許多投資企業表示“6年左右的回收期還是可以接受的”。但事實上，按照目前的補貼政策計算，分布式光伏發電項目的回收期通常都超過了6年。這一回收期是否稱得上合理，一方面有待市場檢驗，一方面更取決于尚未出臺的電價補貼政策。
除了電價政策，“金太陽”工程實施過程中還暴露出許多分布式光伏未來發展中的共性問題。比如屋頂的可靠性問題，并網的問題，相關配套法規的問題。
盡管存在著諸多問題，可無論在業內專家還是項目開發企業看來，“金太陽”工程無疑都是值得肯定的有益探索，為國內光伏產業發展打下基礎，做了貢獻，對那些真正想做分布式光伏發電的企業來說，作用巨大。
據國家發改委可再生能源研究中心副主任任東明提供的數據，“金太陽”工程歷經4年發展，總規模達到3160兆瓦，其中2009年642兆瓦，2010年272兆瓦，2011年600兆瓦，2012年1090兆瓦。
得屋頂者得天下
分布式光伏發電項目有三種模式：自發自用、全部上網、余量上網，原則上主張 “就近消納，余量上網”，這也可以解釋國內分布式光伏發展的重心為何在東南沿海經濟最為發達的地區。這些地區一則光伏產業發達，二則工商業用電量大，完全可以就近消納，同時負荷高峰與光伏發電高峰正好吻合。
在這些寸土寸金的地區，建筑屋頂尤其是工業廠房的屋頂便成為分布式光伏項目的最佳載體。正如國網山東電力集團公司營銷部主任劉繼東在采訪中對本刊記者說的，“山東是個人口大省，土地非常有限，像采煤塌陷區、鹽堿地、荒坡這些沒有什么經濟開發性的地方發展光伏比較好，但山東這種地方也不是太多。發展屋頂分布式光伏或者光電一體化建筑項目是必然趨勢。”
然而，作為分布式光伏的主戰場，“屋頂”問題并不簡單。
在“金太陽”工程的實施過程中，這一問題即已凸顯。首先，老的廠房屋頂不太滿足光伏項目的基本建設條件。江蘇常州佳訊光電研究院院長李安定和浙江省太陽能行業協會秘書長沈福鑫在調研中都發現了這一問題。原來的工業區屋頂大部分是彩鋼瓦結構，廠房建設之初一般都不會考慮在屋頂給光伏安裝預留承重載荷。要在這些屋頂安裝光伏項目，必須在重新設計的前提下經過改建，需要投入高昂的屋頂加固成本，導致項目開發成本增加，直接降低了項目的投資內部收益率。即以杭州火車東站10兆瓦分布式光伏項目而言，2.4億元的總投資中，屋頂加固成本就占了4500萬元。
其次，屋頂的產權問題也頗讓投資者頭疼。
國網上海市電力公司發策部主任陶佩軍向本刊記者談起上海“金太陽”工程實施過程中的這一問題，“矛盾的焦點集中在業主和建設方之間，業主覺得建上去對他們也沒太大好處，而且許多企業不靠這點電，也不缺這個錢，對他們來說安全是第一位的，因此對安裝光伏板并不積極。”
對居住在樓房的個人用戶，如果想在樓頂公共面積建設項目，由于屋頂產權不明確，難度就更大了。徐鵬飛是供職于青島一家光伏逆變器生產廠家的電器工程師，為了在公共屋頂安裝發電項目，“花了大約三周時間，挨家挨戶做通周圍20余戶鄰居的思想工作，最終才得到他們的簽字。”國家相關法規的修訂工作如果不能跟進，屋頂產權這塊絆腳石必將制約分布式光伏的進一步發展，也容易造成一些社會問題。事實上，絕大多數“金太陽”或“光電建筑一體化”的項目，都已經或者考慮采取合同能源管理的模式。所謂“合同能源管理”，即指項目開發企業與未來潛在的光伏發電購電客戶之間達成協議，由前者投資和實施光伏發電項目，并向后者以約定的優惠價格提供電力供應。這一模式，既保障了投資方較好的穩定收益，也為業主節省了能源消費，堪稱雙贏。
然而，合同能源管理在目前的政策法規下，依然只是一個過渡之舉。在《電力法》未修訂的情況下，項目開發企業雖然已是事實上的“賣電方”，卻并無發電許可證，沒法出具節能服務的增值稅發票。此外，項目開發企業在向業主收取電費時位置被動。李崇衛的擔心并非沒有道理，“我們個別項目已經碰到這個問題，項目投運收費時，一些業主就電費討價還價，如果不同意，將讓我們把建到他屋頂的板子撤走”。對此，李崇衛希望國家出臺相關政策，由供電企業來代收、返還電費。
“屋頂”目前即使存在著種種問題，可對精明的商家來說，為將分布式光伏的項目規模化，“得屋頂者得天下”已成共識，屋頂資源的搶奪已不可避免。一場“圈屋頂”的運動已然展開，張遠對本刊記者說道，“這樣的事情已經在發生，嘉興那里搶得頭破血流。最好政府有一個統籌，不然電價競爭到四五毛，市場就全弄亂了”。
并網：超前與滯后
毫無疑問，在分布式光伏的發展中，電網公司的身份多少有些尷尬。走得慢了，受業界與社會輿論的質疑；走得快了，則不免又有些“自作主張”。
雖然國家對分布式光伏項目的原則是，在自發自用的基礎上余量上網。可出于各種原因，許多項目發的電全部上網，而即使是“余量上網”或“自發自用”的項目模式，也都需要電網做出相應的接入設計與改造，并網的工作量與壓力并不小。
在“金太陽”工程的實施中，投資方對電網一個最大的意見是接入系統的費用太高。在對國網上海電力公司的采訪中，發策部主任陶佩軍告訴本刊記者，電力系統的技術規范由國家制定，在國家技術規范沒有做出配套修改的情況下，電網只能參照常規電廠的做法，因此“接入的要求高，費用自然貴。所謂接入費用主要在于線路，除此之外我們沒有收過其他方面的服務費用。”
在陶佩軍看來，過去的那套技術規范顯然不適合分布式光伏發展，其實質在于“國家的政策規則規范滯后于光伏的發展”。
2012年10月26日，在國家相關標準規范缺失的情況下，國家電網公司決定先行一步，發布《關于做好分布式光伏發電并網服務工作的意見》。
在該文件中，國家電網公司明確了“分布式光伏發電”的定義：“位于用戶附近，所發電能就地利用，以10千伏及以下電壓等級接入電網，且單個電源點總裝機容量不超過6兆瓦的光伏發電項目”。而據任東明的介紹，此前國內最早關于“分布式發電”的定義是在2011年國家能源局發布《分布式發電管理辦法（征求意見稿）》中，是指“位于用戶所在地附近，不以大規模遠距離輸送為目的，生產電力除用戶自用和就近利用外，多余的電力送入當地配電網的發電設施、發電系統，或有電力輸出能力的多聯供系統”的發電項目，并無具體的接入電壓等級與容量標準。分布式發電的定義，無疑需要一個國家層面的明確標準。
此外，國家電網公司承諾免收系統備用容量費與任何服務費用，并明確了辦理流程與工期安排。針對并網設備與人工方面的費用，國家電網公司總部專門設立了一個單項資金，根據項目情況向下發放。“要執行一段時間才知道花多少錢，目前就是先把事做成了”，業內人士對本刊記者說，“但長此以往是沒道理的，對企業而言，各種費用收支都是有明確規定的，特別像國家電網公司這樣的大型央企，每一項收入與支出都有國家政策支撐，可現在這筆費用支出，我們暫時無法列支，只能先墊付著，等待國家政策。我們也有個別員工不能理解，覺得哪有做這種事情的，把自己飯碗敲掉，敲碗的榔頭錢還要自己出”。
今年2月份，國家電網公司又將這一服務政策進一步擴展到整個分布式能源領域。
項目開發企業對并網的政策支持，普遍感覺力度很大，對電網所做的工作也很歡迎、認可，只是仍然覺得流程有些繁瑣。在對晶澳太陽能有限公司等光伏企業的采訪中，本刊記者了解到，他們對國家電網公司的并網政策也非常歡迎，只有項目并網發電，他們的產品才有市場。
在個人分布式光伏項目的開發上，電網再次走到政府前面。打開國網浙江省電力公司今年3月25日《關于浙江新能源和分布式電源有關情況的匯報》的文件，里面清楚地記錄著自然人建設、運行分布式光伏發電項目存在的問題，這些問題均需要國家修訂有關法律、法規才能解決。
首先的問題是項目立項政策不明確。目前國家電網公司明確自然人投資建設分布式電源項目不需政府部門立項。若項目法人投資光伏項目，也未獲得“路條”文件，電網企業是否能受理接入，尚不明確。
其次是上網電價和結算憑證不明確。由于沒有路條文件，政府價格主管部門對其上網電價尚不明確。對自然人應開具哪類上網電量結算發票、由哪個部門（單位）代開發票，也未明確。
此外，還有項目設計、施工、運行資質的要求問題。出于電網安全考慮，根據國家電網公司文件，分布式電源（含光伏）項目工程設計和施工建設應符合國家相關規定。對自然人建設的光伏發電項目，出于成本考慮，個人常常無法委托有資質的設計機構、施工單位進行工程設計與施工。
最后是發電許可證的問題。根據電監會電力業務許可制度，發電企業必須辦理發電許可證。面對自然人大量進入光伏發電市場的前景，個人是不是發電主體？如果是，是否需要辦理發電許可證？為真正推廣分布式光伏發電計，建議政府有關部門理應明確分布式光伏發電項目免辦發電許可證。“就發電許可證的問題，我起碼跟電監會反映過兩三次”，陶佩軍對本刊記者說。
根據國家電網公司的統計，截至目前，公司累計受理光伏并網相關咨詢業務5741件，報裝業務352戶，其中43戶完成并網。“國家電網公司的并網政策剛出來的時候，來了好多人咨詢，最近來的少了，他們計算以后感覺還不是很劃算”,浙江海寧供電局副局長胡舟對本刊記者說。
在目前上網電價不明的情況下，一些地方的電網企業已經為并網用戶開始“臨時結算”了。“上海目前個人用戶有6家，最少的500瓦，最多的5千瓦，目前暫時參照上海的脫硫燃煤價0.4773元按月結算，以后等電價政策明確了，再‘多退少補’”，陶佩軍向本刊記者介紹道。
從全國范圍看，個人分布式光伏項目的安裝者主要是一些發燒友、研究者、太陽能企業老板以及光伏設備代理商，因為按照目前的電價補貼，這些項目并不具備經濟性。
國務院參事室特約研究員、中國城市燃氣協會分布式能源專委會主任徐曉東是一位資深能源專業人士，他在北京順義的家中屋頂上裝了總裝機4.2千瓦的光伏發電項目，加上購買逆變器等設備及各種人工費用，總成本約4萬多元。“如果以北京目前0.4002元的脫硫燃煤價收購，即使按每天30千瓦時的發電峰值計算，收回成本需要9.12年。”
未來可期的分布式光伏發展前景，將給電網安全帶來哪些問題，目前仍在討論與研究之中。分布式光伏發電項目，事實上改變了電網的配網結構，原來的配網結構，上面的線路切斷后，下面就沒電了，現在則不同。雖然也裝了防孤島裝置，可業內人士仍然感覺心慌，“中國目前幾十家認證機構認證全國幾百個產品，哪一個才是權威的，并不清楚。一旦防孤島裝置不起作用了，該斷的電沒有斷電，檢修的時候是要死人的。電網是否安全，這是我們最擔心的。”
怎樣的電價補貼“套裝”？
今年3月，國家發改委《關于完善光伏發電價格政策通知》征求意見稿的公布，引爆業界對“金太陽”工程終止后電價補貼政策的熱議與猜想。采訪中，許多項目開發企業明確表示，手頭儲備了不少項目，就等著這一政策的最終出臺。
一直以來，“金太陽”工程一次性補貼的做法很受質疑。一些項目開發企業在采訪中表示，雖然從投資成本的角度看，一次性補貼對企業的扶持力度更大，可從長遠看，度電補貼是必然趨勢。合理的電價補貼政策，不僅能提高國家補貼的資金利用效率，也會使那些踏踏實實做產業的人真正受益，淘汰掉一批短視的企業。對他們而言，眼下最關注的就是電價補貼的標準了。
在孟憲淦看來，光伏發電有兩個原則，一是政策推動、財政補貼的原則，一是投資者要有合理成本加合理利潤的原則，關鍵在于把握好政府與市場的度。
究竟怎樣的電價補貼政策才合理？
目前的征求意見稿，對分布式光伏發電和大型地面電站做了區分。分布式發電的度電補貼為0.35元，并網電價則由電網企業按照當地脫硫燃煤發電標桿上網電價進行收購。大型光伏發電標桿上網電價則根據太陽能資源稟賦，將全國劃分為四類電價，每千瓦時的價格分別為0.75元、0.85元、0.95元、1元。電價補貼標準將隨發電成本降低逐漸調減，補貼年限明確為20年。
對其中分布式光伏發電的電價補貼政策，許多受訪的項目開發企業并不滿意。浙江正泰新能源開發有限公司副總經理李崇衛更坦言：“這個政策一出來，應該沒有什么人去做。即使按最好的情況計算，工業用戶完全自發自用，0.8元多的工業電費再加上0.35元的補貼，也就1.2元不到。可與‘金太陽’不同，前面沒有建設補貼，完全自己掏錢進去，按照目前9元多1瓦的綜合成本，算下來靜態成本回收都需要10年以上。”從中能夠看出，國家政策調控的支持傾向非常清晰，那就是盡量自發自用，也就是李崇衛所計算的“最好的情況”。
采訪中，也有企業對這種“自發自用”項目的補貼政策還比較滿意。橫店集團東磁股份有限公司光伏系統開發部部長董江群對本刊記者介紹道，公司位于東陽市橫店廠區的20.7兆瓦分布式光伏項目剛于今年4月8日正式并網發電，作為浙江省最大規模的分布式光伏電站，該電站總投資2.3億元，年發電量2000萬千瓦時，全部自發自用，發電量占廠區用電量的10%左右，“如果加上國家的電價補貼，6年左右可以回本，如果不享受補貼的話，至少要在10多年。”可問題在于，已享受“金太陽”工程補貼的項目，還能享受將出臺的度電補貼政策么？
對一些開發企業提出的“分布式光伏的度電補貼價也應該根據資源稟賦有所區分，不宜一刀切”，孟憲淦則認為，從一次性補貼過渡到分類電價補貼，有一個延續問題，在管理體制還不是很順的情況下，搞得太細沒有基礎。
也有一些開發企業提出，國家財政可以采取折衷的補貼政策，項目建設開始補一塊，電價再補一塊。
此外，尚有一些細則有待盡快明確。據國網浙江省電力公司營銷部專責童瑞明介紹，根據國家政府性基金及附加的有關規定，所有“自發自用”用戶都要征收“可再生能源基金”。對依靠這一基金補貼的分布式光伏“自發自用”用戶，如果再征收這塊費用，無疑很不合理。目前政府對是否減免并無說法，浙江省目前的政策是暫緩收取。
顯然，單純的電價補貼政策并不能解決分布式光伏的所有問題。在李崇衛看來，相關的配套政策同樣關鍵。電價補貼政策應該是一個包含《電力法》修訂、《合同能源管理》完善、結算憑證明確、電費交易規則細化的“套裝”，而不只是一頂顏色鮮艷的帽子。
一個更好的設想
“市場才是決定一個產業發展的最終力量”，相信沒有人會對這句話有所懷疑。對分布式光伏產業來說，亦是如此。
光伏電站的高額投資，使資金問題成為開發商的最大困擾。在“后金太陽時代”，由于缺乏前期投資的強力政策支持，可以預見，資金問題將更為凸顯。
事實上，本刊記者在采訪中就已發現一個現象，凡是在分布式光伏電站方面做得比較成功的企業，一般是大型的相關設備制造企業與能源集團，甚至是上市公司，唯此，它們才有充足穩定的現金流，可以支撐這些回收期頗為不短的項目。反觀那些傳統的光伏組件設備商，本身已經深陷貸款泥沼，哪有心力再拿真金白銀去做電站投資。
難道說，必須借助外部資金才能啟動項目么？分布式光伏項目本身不能吸引來資本么？至少，德國的案例值得我們深思、學習。
2000年，德國推出第一版上網電價法案，也就是業內津津樂道的EEG法案，初步明確了實行上網電價的補貼模式，法案推出后市場處在40%以上的復合增長期。2004年1月，德國修改并頒布了新的《可再生能源法》，其中規定了“優先并網，全額接納”的新能源電力政策，并細分了各種類型的發電裝置的上網電價。2008年6月，德國出臺第三版EEG法案。每次政策調整，都帶來裝機的飛速攀升。如果說上網電價法案是德國光伏產業飛速發展的源泉，那金融創新則承擔著催化劑的作用。
通過上網電價法案的機制安排，在德國，電網企業作為國家的代理人，同時也是中介人，向用戶發放電價補貼，并進行相應的管理和計量。這樣做最大的好處在于，電網企業代表了一種國家層面的信用，分布式光伏發電項目相當于一種國債，由于可靠的收益回報，一時之間，金融投資機構的資金大量進入，德國分布式光伏發電項目成為賣方市場，買家拿著錢等著項目做出來。在金融資本的催化作用下，整個德國光伏市場在上網電價法的基礎上迅速井噴。
在天通新環境技術有限公司副總張遠看來，“絕對地談論上網電價的多與少固然有意義，但更需要一種好的機制引發市場的力量。”與德國國情不同的是，中國工商、居民用電與國外相反，居民的電價補貼不好確定。此外，中國資產金融化的程度還很低，不能將資本與實體經濟迅速高效地聯接起來。
這一美好的想法，無疑要等待中國電價機制的理順以及全社會金融發展程度的提高，才有望實現。
等，等，等，等……在光伏企業、項目投資企業、電網企業、個人用戶乃至地方政府的熱情都被調動起來之時，在發展分布式光伏已成大勢所趨、人心所向之際，各種政策、法規、機制的出臺卻仍在大家的焦急等待中呼之難出。而無論是深陷資金泥潭的光伏企業，岌岌可危的光伏產業，還是艱巨的減排壓力，嚴峻的環境挑戰，都讓人們沒有時間再等下去！“太陽帝國”呼喚“陽光”，呼喚真正普照人心的政策機制盡快照耀，而不再陰晴難定、風雨難測。如果無法及時制定法則，則應讓渡權力，真正釋放市場活力，“管該管的，管能管好的”，也許那時，等待“太陽”才不至變成等待戈多。
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