為，分布式發電與常規電源在政策取向、技術要求、管理流程等多方面都有很大不同，對國網原有模式造成沖擊。
　　《財經》記者發現，國網的新政中有多項條款與之前政府部門發布的規定有所沖突。
　　比如，2004年國家發改委和電監會曾聯合發布《關于進一步落實差別電價及自備電廠收費政策有關問題的通知》(發改電[2004]159號)，其中第六條規定，“與電網連接的所有企業自備電廠(含綜合資源利用、熱電聯產電廠)均應向接網的電網公司支付系統備用費。”
　　據此，各地發改委均出臺了征收辦法細則，其中北京市發改委規定“系統備用費的征收標準為15元/千瓦/月”。
　　這意味著，若在北京地區建設1兆瓦的屋頂光伏項目，每年需向電網繳納系統備用費18萬元。
　　但國網承諾，此次在分布式光伏項目“并網申請受理、接入系統方案制定、合同和協議簽署、并網驗收和并網調試全過程服務中，不收取任何費用”。
　　新政和《電網調度管理條例》也有類似沖突。張正陵稱，國網內部討論后認為，分布式光伏與常規電源不同，不能以既有思路管理，包括系統設計和調度管理上都應該盡量簡化，提高效率，有所創新和突破。
　　盡管國網做了很大讓步，但質疑依然存在。比如規定“以10千伏以下電壓等級接入電網，且單個并網點總裝機容量不超過6兆瓦”。一位光伏業內人士批評說：“既然要支持分布式光伏發展，為什么又要限制電壓等級和項目規模？”
　　國網下屬的中國電科院(21.060,0.16,0.77%)新能源研究所分布式新能源技術研究室副主任何國慶回應稱，“這種說法是一種誤解。”
　　何國慶表示，分布式光伏的特點是“就地平衡，就地利用，自發自用”，這就決定了電壓等級不會超過10千伏，“即便是工商業用戶，在用戶側的電壓等級也不會高于10千伏”，“只有遠距離傳輸的電力才需要升壓至10千伏以上”。
　　他還解釋稱，10千伏的單回路電路能夠承載的電量為5兆瓦－8兆瓦。而6兆瓦以下的發電項目不納入國家統計局對發電設備裝機量的統計范圍，不作為常規電源管理。
　　張正陵認為6兆瓦以下發電項目不納入國家統計局對發電設備裝機量的統計范圍，可理解為有別于常規電源管理，除能回避與既有法規政策沖突外，也可簡化接入方案的設計和調度操作程序。
　　他同時表示，6兆瓦的定量規定不會對整個項目規模產生限制，“6兆瓦是針對單個并網點而言，如果項目規模超過6兆瓦，可以使用多個接入點”。
　　國網在光伏新政中，使用“6兆瓦”和“10千伏”兩個定量規定，基本上杜絕了分布式光伏項目遠距離傳輸電量的可能。
　　有人指出，分布式光伏項目事實上等同于小型自備電廠，國網擔心現在的免費接入和免收系統備用費的政策，會導致日后再出現脫離國網主系統的自發電且對外供電的現象，于是設置電壓等級限制。
　　張正陵認為，光伏項目遠距離輸電，與發展分布式光伏自發自用、就地平衡、就地消化的初衷相背離，理應防止以分布式為名搞大規模電站、遠距離電力傳輸的情況出現。
　　此外，國網光伏新政中還使用多項條款，將其效力限于“分布式光伏”范圍。按“十二五”規劃，到2015年國內分布式光伏裝機量將達到10吉瓦。截至今年10月，全國發電設備總裝機量為1006吉瓦 (未將單機容量6兆瓦以下的發電設備統計在內)，10吉瓦分布式光伏占比不到1%，到2015年這一比例將會更低。
　　另據《財經》記者了解，在天然氣和風電等其他分布式發電形式上，國網尚無復制光伏新政的打算；但國網回應稱“已在研究”。
　　此前，業內呼吁發展分布式能源的背后訴求十分明顯，即想通過發展分布式能源，推動電網體制改革。但目前看來，新政或能加速開啟國內光伏市場，但無法對電網體制產生實質影響。
　　盡管如此，針對國網的光伏新政，多位接受《財經》記者采訪的業內人士均表示肯定。“我們歡迎國網的光伏新政，這將大大加速國內光伏市場的啟動。”全國工商聯新能源商會會長、漢能控股集團董事局主席李河君對《財經》記者說。
　　但他同時提醒，政策的落實程度還需要進一步觀察。英利和天合光能在內的多家組件生產商，亦有類似表態。
　　補貼尚無著落
　　國網率先作出姿態后，業內關注的焦點自然轉向了分布式光伏的補貼資金能否足額并及時到位。
　　《財經》記者側面了解到，國家能源局力薦分布式光伏項目采取“度電補貼”模式，放棄此前“金太陽”工程采取的“投資補貼”方式。對于自發自用部分，將執行按銷售電價補貼的方式，度電補貼為0.4元－0.6元，而余量上網的部分則將執行每度1元的光伏上網標桿電價。
　　“投資補貼”在實踐中出現很多弊端。度電補貼模式可基本杜絕這一情況，并“將極大刺激屋頂光伏項目的投資”。一位來自能源決策機構的人士稱。
　　問題在于，補貼錢從何來？根據《財經》記者粗略測算，按照《太陽能發電“十二五”規劃》的21吉瓦裝機目標，按照平均發電小時數1000個計算，預計需要補貼110億元。而同屬新能源但裝機總量遠超光伏的風電，預計到2015年將需要至少500億元補貼資金。
　　新能源發電的專項補貼資金，來源于可再生能源電價附加。其從2006年的每度1厘，一直漲至今年的每度8厘，但始終寅吃卯糧，缺口巨大。同時電價附加征收率通常只能達到40%－50%，
　　2011年，補貼缺口達90億元，而且到位很不及時。迄今，補貼才結算到2011年4月。
　　“規劃有了，并網條件也具備，但是補貼資金不能到位，一切都無從談起。”一位光伏行業的業主高管表示。
　　目前，國網光伏新政發布已有半月，“來咨詢的人比較多，但是真正決定投資的還是很少”。發改委能源局和財政部正在制定具體補貼方案，但如何籌措補貼成為難題。
　　另外，屋頂光伏項目的審批流程并非是電網一家把持。2011年初，國網麾下一研究機構曾計劃在北京城北的辦公樓頂部搭建分布式光伏系統供實驗使用，但因審批流程極為復雜，“跑了一年也沒把手續跑全”。
　　一位業內人士稱，他曾建設了一個光伏電站，從申請立項到最后并網發電，中間要經過項目核準(路條)、可行性研究報告、環評、規劃、并網、國土、安監、驗收等各個關鍵環節，至少涉及9個部門(含電網)，要蓋48個公章，可謂長路漫漫。而潛規則就是“不跑不送，原地不動”。
　　大唐新能源股份有限公司(01789.HK)亦有同感。2011年，該公司在江蘇省共建設了五個屋頂光伏項目，涉及的審批單位主要包括規劃部門、省級發改委、環保部門，甚至還有無線電委員會或軍方。但大唐新能源對整套審批流程較為熟悉。
　　“我們有前期的專業人員專門跑審批，如果是毫無經驗的工廠希望在屋頂安裝光伏發電設備，首先在前期審批上就會面臨麻煩。”一位來自大唐新能源規劃部的項目主管認為。
　　北京市民任先生在國網新政發布的第二天，就到北京市供電局遞交了申請。他計劃在自家別墅安裝3千瓦光伏面板，成為國內首個申請者。11月13日上午，北京市供電局已派人到其家進行了實地勘測。
　　任先生所在的外資企業，是行業著名的光伏設備經銷商。作為業內人士，他已詳細測算了投入和產出：3千瓦需要投入3萬元，每天可發電12度，按照每度1元的光伏上網電價，八年就可以收回本錢。
　　但張正陵告訴《財經》記者，如果普通的分布式光伏項目想領到1元的補貼電價，需要得到“有關部門審批”，“沒有審批的，只能先按照當地火電脫硫標桿電價進行結算”。如此計算，任先生的家庭分布式光伏，需要20年以上才可收回成本。
　　任先生有

作者： 來源：《財經》 責任編輯：郭燕