中国分布式光伏装机规模指标的完成，离不开光伏农业大棚、渔光互补等新型落地方式，盘点光伏农业，有如下发展优势：优势一：分布式光伏与高效农业的完美结合，社会效益经济效益双丰收!光伏电站与高效农业项目结合，是新型工业与现代农业相结合的新型经营模式，既节约了土地、增加了土地产出效益，又带动了当地高效农业等产业的规模化发展，对产业转型升级和农民增收都将起到积极的促进作用。

这其中，屋顶资源是摆在分布式光伏发展道路上的第一个关口。国家能源局7日发布的数据显示，今年上半年，全国新增分布式光伏发电并网容量99万千瓦，这超过了2013年全年分布式光伏新增并网容量。

各地方政府要切实发挥主导作用。但与此同时，通往分布式光伏发电春天的道路并不平坦。江西省能源局局长郑沐春建议，国家应尽快制定居民光伏发电的专业政策和技术标准，同时应进一步明确分布式光伏发电度电补贴的税收优惠政策。我国分布式光伏的发展潜力很大。国家发展改革委副主任、国家能源局局长吴新雄表示，国家能源局将研究调整光伏电站和分布式光伏补贴政策，促进成本下降和补贴效率的提高。

在待解的难题面前，嘉兴模式作为典型经验在这次全国性的会议上被推出。而在用电需求较大的东中部地区发展分布式光伏发电，电力易于就地消纳，度电补贴需求低，与光伏电站相比，用同样的补贴资金能够支持更多的光伏发电项目。上半年分布式光伏发电备案完成率低主要原因在于地方政府在制定地方细则，细则集中在6~8月出来，备案也在此时间段大体落实完毕。

主要原因在于政策制定与实际情况有偏差，初装补贴政策转向度电补贴政策中没有平稳过渡。2014年初国家指导意见是分布式占比57%，但实际上上半年分布式占比仅30%(1GW)，与预期差距较远，而且这些项目大部分是由上年转过来的，扣除这部分，上半年新增分布式光伏电站非常少。3)鼓励有条件的地方，强制耗能较高的企业新建建筑屋顶安装光伏发电。目前光伏发电项目市场约1200亿元左右(15GW8元/瓦)，市场主要靠企业项目资本金+国开行贷款来启动(业主靠发电收入+政府补贴来回收投资)，民间财务资本、商业银行基本没有介入进来。

2、商业模式不清晰在靠政府补贴撬动的产业，政策决定了商业模式。评估机构借此取得收入，但被发现作假，可禁入及罚款。

2、纳入分布式指标的地面光伏电站(滩涂、荒山等)。但随着时间推移，补贴额度有可能微调。除了政府补贴水平因素外，很多分布式光伏项目没有商业模式的关键原因在于成熟的分布式光伏项目安装质量评估机制和保险机制还没有出现，这些项目的各项风险和现金流无法被定价，收益无法被抵押，故项目在前期的投资回报评估阶段都通过不了。说起这个不是说批评度电补贴模式，而是说在政策上可以有更灵活和更平稳的考量，如采用部分初装补贴模式+部分度电补贴模式，或在度电补贴模式下，前5年补贴额大一些，后15年补贴额小一些。

(未来增速排序估计：太阳能、风电、天然气、水电、煤)3、分布式能源是新城镇化的重要组成部分。目前在操作中，地面光伏电站和部分工业屋顶分布式光伏电站(业主自营)是有商业模式的。(请自行联想强哥力推新城镇化的强度和内容)4、从西部集中式转向东中部分布式。如在美国(投资税务减免+可再生能源配额政策)SolarCity的PPA/租赁商业模式中，20年的PPA协议/租赁合同中存在现金流分布不平衡的问题，分期向用户收取的电费或租金无法解决巨额初期投资压力，SolarCity通过融资创新，将PPA/租赁合同的未来现金流进行货币化，吸引税务投资机构，并通过巧妙的合资模式和售后回租模式，获得了(由税务投资者出资的)持续开发光伏项目的资本金。

原因分析如下：1、政策制定有偏差2012年新增光伏装机容量中，分布式占比47.4%，2013年由初装补贴改为度电补贴后，当年分布式占比下降到6.2%(0.8GW)。在初装补贴政策中，光伏电站装机容量每瓦补贴标准逐年下滑速度跟不上光伏组件及EPC价格的下滑速度，使得分布式光伏电站项目投资回报过于丰厚(一是由于补贴标准没有前瞻性，二是拖工期骗补现象严重)。

分布式光伏项目光靠资本金投入，没有债务资金进来，是启动不起来的。顺着吴局的思路，再讲讲两个方面的实际情况。

3、多措并举解决好屋顶分布式光伏项目问题各种细节(细节略，可看原文，其中并网简化、电费收入保障、光伏电站质量保证、项目融资创新等都很重要)提一下落实屋顶项目的两条措施：1)工业园屋顶项目。将20年不变的度电补贴，微调为：前5年(或前10年)补贴额大一些，后15年(或后10年)补贴额小一些。依靠自发的商业行为，商业银行对光伏电站项目放贷意愿很低。这部分是分布式光伏屋顶主力，主要为自发自用(比上网收益高)。该债务融资为有限追索权贷款，由上网电价和光伏电站项目资产作为抵押，完全由电费收入产生的现金流进行偿还。起码要让投资者现金回收得快一些，这样民间资本也会有意愿介入进来，分布式光伏发电的商业模式也会丰富起来。

该类项目无就地消纳荷载，实际执行分布式补贴，收益率低，审批也较难，执行标杆电价后，投资收益率提升，应该有量出来。三、对商业银行实施可再生能源信贷配额。

城市人口多，靠几个天然气管道集中用气，高峰差、低谷差大。(政策稳定性很重要，光伏项目现金流证券化首要条件是收益稳定性)二、今年推动分布式光伏发电发展方面1、扩大分布式光伏发电市场1)对于利用地面场所或农业大棚等无电力消费的设施建设、在35千伏及以下电压等级接入电网、单个项目容量不超过2万千瓦且所发电量在并网点变电台区消纳的光伏电站项目，可以纳入分布式光伏发电规模指标管理，执行当地光伏电站标杆上网电价。

国家在国际上能够左右市场的产业并不多，光伏产业是其中为数不多的一个，目前欧美双反围剿我们，这个光伏产业国际话语权我们会保住。(第二个意思：你们老外老借碳减排来打我们的脸，我们要用光伏反打你们的脸)2、中期能源战略是煤清洁高效利用、提高烧气比例、2020年非化石能源占比15%。

有些项目因为测算中年现金回收额抵不过利息开支而启动不了。在贷款方面，国有开发企业实力强大，且有集团母公司担保，易取得银行授信，一般可以拿到持平基准利率的贷款，民营开发企业则贷款相对较难，利率也会上浮。借此缩短投资回收期，吸引民间财务资本。实际上投融资已是继并网难之后的最大的光伏发展难题。

2、民间财务资本、商业银行不介入，光靠国开行贷款覆盖面远远不够国开行规模再大，人力也会有限，目前只能覆盖一些大的光伏项目，中小型光伏项目较难以顾及。实际操作中，项目单体规模可高于6MW

该部分弹性较大，可预测为1~3GW，中值2GW。要保住就要大力推国内市场，我们40GW产能，国内市场提到15GW就可消化4成。

目前在操作中，地面光伏电站和部分工业屋顶分布式光伏电站(业主自营)是有商业模式的。要求每家能源央企至少要与一个地方政府合作，成建制地开发建设一个分布式光伏示范区。

(请自行联想强哥力推新城镇化的强度和内容)4、从西部集中式转向东中部分布式。(根据官方统计数据，目前全国适用的建筑屋顶可建成300GW分布式光伏电站，其中工业园区80GW;园区内企业资金实力强，园区屋顶项目将最先大规模铺开)2)能源央企屋顶项目。即使学习德国复兴银行做法，再贷款给商业银行，也会收效不高，因为商业银行的收入太丰厚了。分布式光伏项目光靠资本金投入，没有债务资金进来，是启动不起来的。

上半年分布式光伏发电备案完成率低主要原因在于地方政府在制定地方细则，细则集中在6~8月出来，备案也在此时间段大体落实完毕。依靠自发的商业行为，商业银行对光伏电站项目放贷意愿很低。

方向是，将城市分成一个个居住5000~20000人的建筑群，用ARG气化、三联供，集中制能，集中制热，屋顶上有太阳能发电，这样小区完全清洁化了。居民用电时间与光伏发电时间不匹配，自发自用率低，仅0.42元/度补贴的话，收益率低，初始投资意愿也低，所以这部分是分布式光伏发电工作的难点，目前仅有别墅类项目有小部分量，预计300~500MW。

有了评估和定价基础，才会有后面的融资创新。这部分光伏电站单体规模一般2~20MW，范围广。