【編者按】
2013年6月16日在北京召開的關于分布式光伏發電示范區工作會議中，國家能源局提出了《分布式光伏發電示范區工作方案》（下稱《示范區方案》）。能源局要求各省市能源局在2013年7月10日前完成實施方案并上報，獲批示范區需在2013年7月底前啟動項目建設。在文件中，國家能源局明確表示，鼓勵園區的分布式光伏發電項目由一個業主統一投資建設經營，由其統一協調建筑屋頂使用、光伏發電量消費以及與電網的關系。
申報流程
國家能源局要求各省級能源主管部門（含計劃單列市）按照《示范區方案》的要求組織編制示范區實施方案，并經過初步論證后，在2013年7月10日前將實施方案上報國家能源局。原則上一個省（區、市）先上報一個示范區，如條件優越且準備充分可上報2個，計劃單列市可單獨上報（不占所在省名額）。國家能源局在總結示范區經營后，將在嚴格標準、嚴格要求的前提下增加示范區數量。
國家能源局對各地區上報的示范區實施方案進行審核，按照示范區的先進性、經濟性、可推廣性進行篩選，并將實施方案送電網企業研提配套電網落實的意見。國家能源局將在7月20日前明確示范區名單，獲批的示范區將在2013年7月底前啟動建設。
各省市能源局推薦的示范區需要編制實施方案，其主要內容包括：示范區分布式光伏發電建設規模、各項目清單及有關信息、投資經營方式、配套電網情況和初步銜接意見。相關方案還需要明確包括2013年擬開工建設規模、可建成并網規模和2015年的預計規模。
國家能源局還要求各示范區詳細調查各項目的運行條件。如：安裝光伏的單位的光伏發電出力與用電負荷的匹配情況；測算項目光伏發電量和自發自用比例；測算項目的發電成本及合理收益，與用戶側替代網購電的價格對比，并考慮消費光伏發電量的用戶的收益分成，提出最低度電補貼標準建議。
企業稱時間倉促
分布式光伏發電系統，又稱分散式發電或分布式供能，用中小型光伏發電供電系統來滿足特定用戶的需求。分布式發電一般接入配電網，發電后就地消納，不必并入主干電網。
在看到上述方案后，一家東部省市的光伏企業李姓銷售人士有些納悶： “文件中提到，要在2013年7月10日前，各地區將方案上報國家能源局，20日國家明確示范區名單，7月底啟動建設，我感覺時間太緊迫了。”
從現在看，距離啟動項目的時間約5周，電站投資方等要立刻尋找相應的國家級園區，與對方談好條件，若彼此能迅速達成口頭意向的話，還要看該園區內有多少面積的屋頂、可建多少光伏組件，園區內部的電量消耗值、電壓等也要一一測算。
而且，上報的文件中還要有其他詳細結論做支撐：如測算光伏發電與用電負荷的匹配度、測算光伏發電量及自發自用比例、發電成本及合理收益、用戶收益分成，提出最低度電補貼標準建議等，“這一系列工作，再快的速度估計也要用2個月。我想，可能是有個別的企業提早已知道了政策，早就做了準備。否則從現在開始做準備的企業，幾乎是不可能完成的任務。”李先生談到。
另一方面，若只有一個投資主體（即投資者）參與示范區光伏項目的建設，李先生也不太能理解，“現在幾乎沒人可拿出足夠的投資資金來單獨做一個項目，聯合幾方投資還可能實現。”協鑫集團一位劉姓管理層也說道，愿意參與的投資者可能主要是這些園區下面的那些創投或者投資公司，“我們也覺得多個主體參與建設的話會更好，資金壓力小，風險也分散一些。”
合同能源管理存弊端
“在整個政策中，我感覺更重要的一點是未來收益能否保證的問題。”李先生說，按照新文件，國家應傾向于合同能源管理的模式進行收益結算，“這不是不好，而是還有一些缺陷。”
李先生所服務企業所在的地區，就有一個國家級開發區。按一般模式，電站投資者的收入（即售電價格）基本是0.92元/千瓦時（以國家補貼0.45元+0.47元脫硫電價計算）；而如果換成“合同能源管理”模式，電站投資者的收入則是1.25元/千瓦時（0.45元補貼價+高新區電價的90%，約0.8元）。相比之下，售電越貴對投資者越合算；而且后一種合作方式中，投資者和用電方單獨結算費用，不涉及對主干網的接入影響，是電網所推崇的。
所以，國家對合同能源管理的推行也是有道理的，按照后一種算法，基本上投資6年后就有固定收益。
但合同能源管理也存在著幾個弊端：其一，沒人保證用電企業能長期在這一園區內運轉，這樣賣方（即電站投資方）的收益就不確定；其二，沒有相應機制約束用電企業一直繳納電費，畢竟賣方無法像電網公司那樣可以因對方不買單而隨時斷電、限電。
不過，一家已簽訂合同能源管理的用電企業工作人員劉先生則表示，合同能源管理的實施能否到位，涉及信譽及擔保體系等諸多方面。假設用電企業有第三方擔保，或有保險公司愿對這類項目進行承保，上述難題解決起來也不算特別復雜。“光伏項目本來就在試驗和摸索中，不可能面面俱到，而且國家有些政策也是在征求意見的過程中，企業和政府都可以再提意見進行完善。如果知難而退，很多光伏項目都將寸步難行了。”
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