去年11月，国家能源局为2014年的分布式光伏发展设定了一个宏伟目标—即我国分布式光伏今年新增装机规模达到8GW，将其占光伏发电总新增规模的比例，由2013年的30%快速拉升至将近67%（此前国家能源局预计2013年我国光伏发电新增10GW，其中分布式3GW）。

　　不过，时隔不久后，工信部旗下研究机构便发布报告，直言“2014年光伏建设12GW的指导目标中，8GW分布式发电，预计实际仅可完成6GW左右。”

　　事实上，工信部的预言与光伏业界的体会不谋而合，晶科能源品牌总监钱晶就曾对《证券日报》记者表示，“即便政府支持，面对分布式，企业仍顾虑重重，投资者亦犹豫不决”。

　　分布式光伏阻力重重

　　去年11月底，国家能源局局长吴新雄提出，要“推动光伏产业技术水平提高和产业升级”。

　　事实上，管理层着力发展分布式光伏发电的良苦用心不难理解，一方面，分布式是业界公认的光伏发展方向；另一方面，分布式为光伏技术进步提供了一片沃土，而只有提升转换率、发电量，实现平价上网，光伏才能最终甩开补贴“拐棍”，健康成长。

　　那么，在实际产业化过程中，分布式光伏发展为何举步维艰呢？

　　究其原因，钱晶归纳为“终端用户消纳的不确定性会影响投资收益、电站完工后产权的风险性，以及终端用户消纳的持续能力”三点。

　　首先，相对地面电站依据日照、电价补贴等关键数据，即可相对准确计算出的发电量、回报率，分布式光伏却存在着峰谷平电价间、自发自用与余电上网间的诸多变量，致使其投资收益存在不确定性。

　　其二，屋顶的使用权和所有权可能归属不同家，各自有不同的利益诉求，三方关系难以协调；同时，25年内（光伏组件商质量承诺期），业主需拆除建筑物或转让他人等不确定因素，都可能直接引发项目产权的风险，因为屋顶毕竟不同于土地。

　　其三，终端用户会否发生停工歇业，转产或厂房转让后下一个用户是否能维持同样的用电水平，都会影响项目未来的盈利。

　　“归根结底，大家并没能看到一个合适分布式光伏发展的商业模式，也就是盈利模式。”钱晶表示。

　　提高电价或成选项

　　根据“分布式光伏发电电价补贴每千瓦时0.42元”之规定，光伏发电在商业用电约1元/度（全国各地电价平均值）成本的基础上，还可以拿到0.42元/度补贴。依此计算，分布式光伏发电“自发自用”部分，业主方实际得到了约1.42元/度的实惠，而“余量上网”部分，理论上仅可实现0.8元/度-0.9元/度的营收（全国脱硫火电上网电价均值0.4元/度，加之0.42元/度补贴）。

　　如上计算，清晰地展现出了政策制定者“鼓励分布式，又侧重鼓励自发自用”的战略思路。不过，在钱晶看来，为了令分布式光伏收益率更加清晰，“余电上网部分的补贴应参考西部电站（一类地区上网电价为1元/度），甚至略高一些，因为东部光照不如西部，更为关键的是，如此一来，分布式光伏的投资收益率就非常容易计算了”。

　　此外，由政府统一屋顶资源，平抑各方利益，不失为获取稳定屋顶资源的好办法。加之微网和储能，实现园区的各个屋顶分布式发电，统一并网，根据各家的用电需求实现配送。“就类似发挥一个水库调节的功能，这样能让光伏屋顶发的电能最大化、最有效率地在园区消纳利用，这样便解决了消纳的问题。”钱晶向记者举例道。

　　钱晶认为，“借鉴德国的做法，其电价标准由火力、光伏、风力等不同发电成本加权平均所得。而我国新能源电价附加只占电价很小一部分。试想，如果适度调高这部分附加，拉大工业峰谷电价差和时段电价差。屋顶用户自觉会积极使用自发的光伏电力”。