目前的分布式電站政策鼓勵的是用電企業(yè)自投，如果說大多數企業(yè)愿意自投建設，那么自發(fā)自用就是一個非常好的模式?？涩F實情況確實如此么？
資金從何而來
光伏電站需要至少8-10年收回投資，也就是用戶的流動資金會被積壓很長時間，而貸款又需要抵押物，這對于民營企業(yè)而言困難重重。在目前經濟形勢下，絕大多數企業(yè)的流動資金本就十分緊張，在光伏電站收益穩(wěn)定性無法明確確保的前提下，光伏電站資產不能作為有效抵押物來換取貸款，而電站收益穩(wěn)定性又取決于用戶自身的經營穩(wěn)定性，無法自己給自己信用背書。當然，對于大中型國企而言，或許可以通過信用貸款來解決主要投入資金，那么政策的普適性就不可避免的受到了挑戰(zhàn)。
售電收益如何
假設不是用電企業(yè)自投，那么光伏電站是靠售電來獲取盈利，發(fā)電系統穩(wěn)定性和電費收取的穩(wěn)定性都將關乎投資回報的可能性，電站發(fā)電賣給國家電網，收益基本可預期，而且相當于國網在給這個資產做信用背書；但是如發(fā)出來的電賣給用電企業(yè)，你能確保收回電費？就算能收回，付出的代價也不會少。據筆者了解，金太陽目前絕大多數與用戶結算電費的項目存在電費收取難題。那么同樣折扣價格，同樣簽訂協議，分布式又能好到哪里去？
積極性如何
對于小規(guī)模的光伏電站，無需升壓就可實現售電入網，和自發(fā)自用余電上網的初始投入是一樣的。而對于略有規(guī)模的光伏分布式電站（1MW以上），自發(fā)自用余電上網和升壓送入電網模式在投資上差異很小，此類電站是自發(fā)自用還是直接售電給電網，從成本和技術上而言，沒有太大差異化。
可見，用戶自投分布式光伏電站存在一定的難度，真正自投的企業(yè)主要集中于大型國有企業(yè)，而專業(yè)的光伏投資商希望獲得的收益穩(wěn)定性，只能依靠固定電價模式售電給電網來保證。如果對于分布式電站是選擇自發(fā)自用還是固定電價上網由投資者自行決定，相信大多數企業(yè)會選擇固定上網電價模式。
政策為何選擇了它
分布式政策制定之初為何選擇自發(fā)自用作為導向呢？政策制定時是如何考慮的呢？在此，筆者僅做一些簡單探究：
如果分布式規(guī)劃的15GW光伏電站采用固定電價模式（假設電價為1元/度電），20年財政投入總資金2000億元左右（已經扣除了電網公司需支付的脫硫電價部分）；而采用自發(fā)自用余電上網模式，假設對于用戶來說最終度電收益是一樣的，則15GW所需要的財政補貼資金是1500億元左右（按照最新公布的0.42元/度電的財政補助）。兩者之間存在500億元的資金差額，有效緩解了財政部的新能源資金壓力。
對于光伏電站來說，收益是一樣的，那么這個差額到底是誰出了呢？我們來舉個例子：
某園區(qū)有A、B、C、D、E，共5家企業(yè)，每月平均每家用電10000度（峰谷平尖綜合電價0.8元），A、B、C三家企業(yè)安裝了光伏電站，總計每月發(fā)電20000度（假設是完全自用掉），則電力公司的電費收取金額從之前的40000元變成現在的24000元；如果采用固定電價模式，則光伏所發(fā)電力按照1元每度電出售，電網公司所付出的每度電成本為當地脫硫電價（假設0.43元，其余0.57元為國家財政補貼），電網公司每月收取的電費總額還是40000元，買電2萬度，折合8600元；電網公司從園區(qū)凈收入現金31400元，比之前的24000元多出了7400元。
原來這筆差額是從電網公司那邊出了。不過，筆者想了解的是，電網公司出這個錢和財政出這個錢，對總體財政預算來說，有差異么？
從分布式光伏電站建設審批、后期監(jiān)管和資金撥付的權利義務歸屬問題來看，如果是固定電價售電模式，從實際可操作性去看，那么這個權利義務只能是完全歸口到電網公司了；如果是采取自發(fā)自用余電上網模式，其部分權利義務（如抄表等）可由電網公司執(zhí)行，建設審批、后期監(jiān)管、資金撥付等可由專門機構來負責。筆者曾經設想，政策制定者們有可能是想對實現電力市場改革有所幫助，光伏發(fā)電作為一個獨立的購售電體系來運營，待機制逐步成熟后，再推動輸、配、售電分離的整體改革。
不過國務院最新發(fā)布的《國發(fā)〔2013〕24號》文件規(guī)定分布式光伏電站只需備案，無需審批；而且計量、結算都由電網公司負責。這一規(guī)定又讓筆者的猜想落了空，計量抄表和支付結算的權利義務都明確給了電網公司，備案說白了就是發(fā)改委不用再審批了，但是電力公司的接入申請報告你還是要打的，現場安裝計量表計和抄表時都會由電網公司人員對現場電站實施驗收和監(jiān)督，總的來說是完全由電網公司實施管理了。
如果這樣，那從規(guī)劃的戰(zhàn)略層面考慮，不支持固定電價模式似乎也找不到合理的理由。
另從全球范圍來看，目前是有部分國家開始采取自發(fā)自用余電上網模式，比如德國、意大利等歐洲少數國家。政策制定時是否是期望與這些應用領先國家看齊呢？
不過這些國家考慮政策轉型是有兩個前提條件的。其一，這兩個國家的光伏裝機容量占該國發(fā)電設備裝機總量比例較高（意大利超過10%以上，德國則達到20%），電網對于光伏的消納能力已經接近飽和，需要通過儲能設施來減少光伏系統對于電網的沖擊；其二，這兩個國家的居民用電價格達到或超過0.2歐元，并且每年在以一定幅度增長，比起他們國家的光伏上網補貼電價高出不少，這讓居民或中小型企業(yè)安裝光伏混合系統（帶儲能系統）產生了動力。
而我們國家目前的光伏上網電價等于或高于用戶用電價格，光伏電站投資者沒有配套儲能系統的動力；而且在中東部地區(qū)的光伏裝機容量占發(fā)電設備總容量比例還不到1%，離電網消納能力上限還有著很遙遠的距離，無需在目前就去考慮這些問題。
當然，早期的日本、澳大利亞和現在的美國的部分地區(qū)也有采用自發(fā)自用余電上網模式，那是因為配套的補貼很大一部分是在初裝時就兌現了。美國則是采取的退稅模式。
結論
在筆者看來根據市場需求來確定政策導向本就是市場經濟條件下的必然選擇，違背了市場需求，我們就無法真正實現產業(yè)騰飛。呼吁政策制定者們，在目前中國光伏行業(yè)需要大力扶持的階段，在很多光伏組件制造企業(yè)面臨生死存亡的關鍵時刻，政策再也經受不起時間的考驗了。希望在分布式光伏補貼政策上，自發(fā)自用和固定電價上網模式可以自由選擇，由用戶根據電站實際情況自行決定。
北京順義的如海家庭電站就選擇的是固定電價上網模式，他已經將光伏所發(fā)電力全部送入電網，并在前段時間將固定上網電價補貼申請遞送至當地發(fā)改委，我們希望能盡快看到這一個標志性項目能夠獲得固定電價補貼，同時能夠明確用戶自主選擇的可行性。
