2015年中国以累计装机43GW超越德国成为全球光伏累计装机量最大的国家，其中大型地面电站贡献达到84%。

业内人士称，大型地面电站为主的中国光伏发展模式取得了巨大成绩，也面临严峻挑战。

国家能源局的“分布式光伏直接交易和主要政策研究”课题的负责人、清华大学能源互联网创新研究院政策研究室主任何继江博士认为，“弃光”问题已掣肘光伏行业发展，其深层次原因是现有政策不足以引导光伏项目就近建设。

据中国光伏行业协会发布的数据显示，2015年国家电网调度范围内弃光率12.62%，集中在西北地区的甘肃、青海、新疆和宁夏四省区，其中甘肃弃光率高达30.7%。

与此同时，国家能源局的“分布式光伏直接交易和主要政策研究”课题的另一参与者、中关村新华新能源产业研究院副理事长兼秘书长林玉认为，中国分布式光伏的发展明显滞后，挑战巨大。目前光伏装机中分布式光伏仅有16%，其中接入10千伏及以下电压等级的光伏项目累计并网容量仅473万千瓦，占总量1.1%。十三五规划中2020年分布式光伏发电累计装机规模是70吉瓦，占光伏总装机150吉瓦的46.7%,也就是说未来五年增量光伏中分布式光伏占比应超过63%。这个规划目标如何能够实现？

何继江表示，光伏发展的关键在于贴近市场就近建设，破解分布式光伏发展僵局的关键政策是要实现“就近建设、专业开发、直接交易”，并且制订新的适应分布式光伏的电价政策。

何继江还介绍，德国的分布式光伏发展对中国非常具有借鉴意义。德国并不是太阳能资源很丰富的国家。德国平均年日照时间约1500小时，光伏年平均发电时数仅为800多小时，并不是光照条件好的国家。但是，2015年度德国光伏发电量已经占到总发电量的6%。德国光伏装机总量40吉瓦，其中80%以上是分布式光伏，消纳基本没有问题。2014年6月9日中午，德国的太阳能生产峰值为23.1GW，瞬时功率高达全国电力需求的50.6%。中国东部地区的光照资源虽然不如西北地区，但比德国还是明显要好。

据国内某光伏企业实测，我国东部沿海省份年平均可发电小时数高于1100小时，省会城市中发电时数最少的为杭州986小时，最高的为天津1317小时。北京的光伏发电时数达到1214小时。从太阳光照资源的角度看，西藏、青海等地的光伏资源最好，然而从市场需求的角度分析，光伏资源最大的市场需求却在江苏、浙江、广东等经济发达地区。这些地区电力供应相对紧张，又面临能源消费总量指标的约束，更关键的是，这些地区的工商业电价较高。

以北京为例进行电价分析，实行峰谷电价，上午10点至下午3点间在1千伏以下接入的工商业用电适用峰段电价1.4元每千瓦时，目前光伏的度电成本已经低于这个数值，而这个时间段也正是光伏最主要的发电时段，何况国家还对分布式光伏有为期20年的0.42元的度电补贴，北京市还有补贴政策。如果工商业能够积极消纳光伏，北京市的分布式光伏就可能迎来爆发式发展。再对电动汽车充电价格进行分析。北京电力公司刚刚发布电动汽车充电峰谷电价，10点至15点该公司的公共充电桩含服务费的充电价格为1.8元/度，这个价格也明显高于光伏度电成本。如果采用光伏充电站方案，利用停车场顶棚的光伏，或屋顶光伏给电动汽车充电，光伏可以实现盈利。如果有合适的激励工商业消纳光伏的政策创新，将大大激发中东部电价较高地区分布式光伏的快速发展。

就近建设、专业开发、直接交易

当前国内分布式光伏该如何健康良性发展？对此何继江博士给出三条建议，他认为，首先要，就近建设、专业开发、直接交易。

其具体意义在于，目前分布式光伏的适用政策分为“全额上网”和“自发自用，余电上网”两种。现在的光伏项目当中，全额上网的比例远高于自发自用的比例。但全额上网并不能体现光伏与当地电力需求的匹配关系，当地电价情况与全额上网的电价无关。城市中大量分散式的屋顶更适合采用自发自用模式，然而业主和投资商却对此并不钟情。就价格而言，余电上网价格明显低于全额上网的价格。以北京为例，北京的光伏全额上网适用0.98元/度的价格，余额上网部分适用电价为脱硫燃煤电价加国家补贴。北京市脱硫燃煤电价为0.3515元/千瓦时，国家补贴0.42元每千瓦时，合计0.7715元，远低于三类地区全额上网的电价0.98元。由于屋顶光伏必须定向于业主使用才能称作自发自用。现实中采用光伏开发商与业主签订购电协议的方式来适应自发自用的条款，由于部分业主购电的合同周期短或执行效力弱等原因，投资人往往不倾向于自发自用模式。对于业主而言，自发自用固然能起到减少电费开支的效果，但对大部分工商业企业和家庭来说，建设屋顶光伏会遇到设计安装、资金筹集、运营维护等很多方面的困难，这使很多业主感到畏惧而打消主意，这些因素都影响了城市分布式光伏的发展，导致大量屋顶资源白白闲置。

打破这个瓶颈的关键是鼓励专业化的公司介入，在电力需求旺盛的地区，对闲置的屋顶资源进行专业化开发，并与高电价的工商业用户进行直接交易，简称为“就近建设、专业开发，直接交易”。购售方自由签订双边合约，协商相应的交易量、价格、偏差结算条款等。电网公司为光伏电站提供接入电网和输配的服务，并收取过网费。电网对于分布式光伏直接交易的电量，提供并网和过网服务，收取过网费。对在1千伏以下并网的分布式光伏暂不收取过网费。对于10千伏接入和35千伏接入的分布式光伏，在已经明确输配电价的地区，按照不同电压等级的输配电价的差价确定过网费，在暂未明确输配电价的地区，按照当地的不同电压等级的销售电价的差价确定过网费。10千伏接入的光伏装机按照不超过现有10千伏母线容量的50%为限，超出此限的另行设计过网费标准。在北京地区，接入10千伏的光伏过网费按照不满1千伏的销售电价与10千伏的销售电价之间的差值来计算，也就是0.02元。对于接入35千伏变电站的光伏电站应积极配建智能管理体系，并通过电网公司调度和光伏电站的协调，在35千伏变电站范围内消纳，避免向上级变电站倒送潮流。对于试点区内分布式光伏出现向上级变电站送电的情况，可由电网公司和售电公司商议过网服务协议。

光伏在低压侧接入电网，需要电网提供电能质量管理、备用等服务，同时也对白天削减峰值容量、降低线损、低电压治理等具有贡献。电网公司是否向光伏电站收取综合服务费还需要根据具体案例进行研究，在电网公司等相关方提出明确方案前，可以暂免收取综合服务费。

何继江认为，电力体制改革的不断深入，各地已经涌现了大量售电公司，他们对于光伏的“就近建设，专业开发，直接交易”将起到有力支撑作用。

位于低压侧的分布式光伏应调高余电上网电价

何继江的第二个建议为，位于低压侧的分布式光伏应调高余电上网电价。对此，他解释称，分布式光伏是在低压侧并网。目前分布式光伏的余电上网的定价与本省市的煤电价格绑定。然而这种定价方式忽略了分布式光伏的一个重要特性，即分布式光伏在10千伏以下接入，或35千伏接入，因其接近用户，因而输配成本很低。火电厂发电上网总是接入高压电网，然后再经输电网络和配电网络到用户。分布式光伏比火电并网所产生的系统成本要低很多，但目前定价策略没有体现这一特点。

在电力体制改革深入到市场化定价实现之前，建议对光伏直接调高余电上网电价，即在现有煤电标杆电价基础上加上输配电价。北京市的输配电价尚未公布，目前可暂时借用最具可比性的深圳市已公布的输配电价。深圳市2016年10千伏的输配电价为0.1802元。建议北京市在10千伏以下接入的光伏的余电上网电价调整为0.3515+0.1802，共计0.5317元。北京明确输配电价后可对其重新核定，其它地区可参照该原则确定低压侧并网电价。

国家给分布式光伏的度电补贴和地方性的补贴继续保留。比如，国家的0.42元的度电补贴。随着光伏成本的不断下降，这部分补贴可以降低，从而有效减少国家的财政补贴压力。但在国家对煤电收取碳税之前，这个补贴不应该完全取消。

分布式光伏有必要试行峰谷电价

何继江博士给出的第三个政策建议是“分布式光伏有必要试行峰谷电价”。他认为，目前光伏并网的价格政策还有一个缺点是没有体现根据负荷需求调节电价的市场原则。白天是负荷高峰期，大部分地区目前实行用电侧峰谷电价。光伏在白天发电，能够缓解白天的负荷压力，应当给予鼓励。在目前现货市场尚未运作的情况下，建议实施发电侧峰谷电价。

目前，我国部分地区的小水电运用市场原则设计峰谷和丰枯电价，这对分布式光伏的定价机制有明显借鉴作用。以广东北部某市为例，小水电可以选择固定综合价，或者峰谷价，一年只能选择一次。实际上小水电基本都采纳峰谷电价。小水电综合价为0.4282元，峰谷电价的峰谷比为1.5:1，丰枯电价的丰枯比2:1。小水电丰水期峰期电价0.4469元,谷期电价0.2234元。小水电枯水期峰期电价0.6703元，谷期电价0.3352元。这种定价策略体现了根据负荷调节电价的市场原则。

北京市采用电度电价采用尖峰、高峰、平段和低谷四个价格。夏季光伏发电早于凌晨7点，此时是低谷时段，以后经历了平段、高峰时段和尖峰时段。将政策建议二中所设计的光伏发电标杆电价作为平段时段，设计高倍率和低倍率两种方案测算峰谷电价，高倍率方案中高峰电价以1.5倍度测算，尖峰电价以1.6倍度测算，低谷电价以0.5倍度测算。低倍率方案中高峰电价以1.3倍率，尖峰电价以1.4倍率，低谷电价以0.7倍率测算结果见下图。