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觀點
目前，光伏產業的總體趨勢在走下坡路，而其中電站開發環節的趨勢是上升的，2013年必將迎來光伏電站建設的一個春天。
分布式光伏發電是必然趨勢
當前我國政策鼓勵方向是分布式光伏發電。分布式光伏發電是指區別于集中式光伏發電的建設方法，一般建在用戶側，所生產電力主要自用。具有容量小、電壓等級低、接近負荷、對電網影響小等特點，可以應用在工業廠房、公共建筑以及居民屋頂上。分布式光伏發電充分利用了太陽能廣泛存在的特點，并且避免了集中建設的場地限制因素，具有建設靈活的特點。
按照我國的光照資源條件來講，西北部地區條件較好，適合建設集中的大型光伏電站，建設平均成本也更低，但是，現在國家出臺的政策都在鼓勵分布式光伏應用，其原因何在？我們可以通過以下分析更清楚的了解原因。電力成本主要分為發電成本和輸配電成本兩大部分，發電成本就是通過發電廠把其他形式的能量轉變成電能產生的成本；輸配電成本就是把發出的電輸送到用戶端這一過程的設備投入、人員投入等成本。不同的能源形式的發電成本不同，經過計算，光伏發電對平攤電網折舊成本的能力弱，平均到每度電上的輸配電成本非常高，幾乎是所有能源形式中最貴的。因此，雖然西部建設大型電站，發電成本已經下降到了0.7元/度電的水平，但由于發電小時數少和輸配電成本的問題，光伏發電總的電力成本還是最高的。將來，隨著光伏技術的進步，光伏發電成本將會繼續下降，但即使下降到發電成本不到總成本的一半，對綜合成本的下降也起不到太大的作用。再有，絕大多數能源形式都有非常強的規模效應，而一塊光伏組件和一萬塊組件發電的基礎效率是差不多的。這樣看來，光伏發電可以說是天生的分布式能源。
再來做一個計算，在西部，1瓦光伏發電政府補貼0.7元，1瓦裝機可以發出1.5度電，也就是說1瓦裝機政府要補貼大約1元；而在東部，按最近的大型應用示范項目來計算，1瓦電預計補貼0.4元，1瓦裝機只能發1度電，也就是說1瓦裝機政府只要補貼0.4元。通過比較，可明顯看出東西部補貼相差2倍多。從這個角度看，政府也會更傾向于支持分布式發電的發展。在東部，分布式光伏發電會有更廣闊的發展前景和更重大的經濟意義。
國家政策調控光伏電站項目發展
通過近期光伏政策可以得知，2013年中國市場具有確定性高的較大增量。先來說金太陽工程示范項目。2012年第二期金太陽獲審批項目大約有2GW，預計在2013年年底前建設完成。加之金太陽一期的1.7GW延后至2013年上半年完成的項目，2013年的完工總量將會創下歷史新高。根據金太陽項目過去開發情況來看，首先存在屋頂難找，談判難做，以及由于業主會經常參股，相互關系變得比較復雜等問題；其次是金太陽收電費模式上，一般采用合同能源管理模式，這樣的模式在收款的安全性上比較差，用戶有可能會違約；另外余電可能上網，但有補貼不到位的問題發生。這些問題給電站實際出售帶來困難，并且給業主的投資安全造成很大影響。因此，在過去的兩三年里，金太陽項目的實施情況并不理想，增速也不快。我們現在期待2013年分布式能源的國家配套政策上有更多改善，推動金太陽項目的開展，也對整個產業的發展起到積極地支持作用。
再來說太陽能光伏建筑應用示范項目，這類項目政策規定自發自用平價上網，補貼金額有望為度電0.4~0.6元。據推測，這項補貼政策在20年內每度電補貼0.4元的可能性大。因為這是為比現有電價更低而做出的補貼，如果是0.6元就沒有任何意義了。這樣看來，太陽能光伏建筑應用示范項目真正的市場爆發期可能會在2014年以后，預計未來三年，每年分別增加2GW、5GW、8GW，共計15GW。這樣的預測是因為，投資商看不清2013年政策的落實情況，還在觀望，不大可能真正投錢；另外三年內并網的項目補貼都為0.4元的話，投資商也并不急于投資。再有預計未來三年組件的價格是下降的，只要手里有項目，晚建可能成本會更低。因此，這類示范項目對市場的拉動作用更多應體現在后兩年。太陽能光伏建筑應用示范項目還存在這樣的問題，就是這類項目通常比較小，兩萬平方米廠房只能做600kW的小項目，單位成本實際上很高。如果涉及到并網環節，成本問題更明顯。一般來說并網成本是按項目的個數而不是瓦數計算的，即使一個小項目接到電網的平攤成本以及附加成本也會非常高，這導致業主自己運營的話非常不劃算，第三方投資是唯一可實行的方案。但是，同樣存在與金太陽項目類似的收電費的違約風險。經過測算這類應用示范項目的收益率遠遠低于金太陽項目，金太陽項目可以用高收益率來降低風險，而這類應用示范項目卻沒應對風險的能力。
關于地面大型電站項目，預計其安裝量2012年與2013年差不多，2012年4GW，2013年5GW，更準確的信息要到更晚的時候才知道。其中存在幾個問題，一是電站試用期不明確；二是現在設備協議是一年一簽；三是國家雖然規定補貼1元1度電，但不明確享受年限，缺乏連續保障。
就大型地面電站項目、太陽能光伏建筑應用示范項目和金太陽工程示范項目的風險和收益進行分析，從理論上講，大型電站的收益率為17%，這個數值是按照光伏發電量充足，政府補貼到位來計算的。金太陽收益率更高一點，在江蘇，如果自己建設自己運營的話，能達到19%~20%，政府補貼也是真正能到位的。對于太陽能光伏建筑應用示范項目，有人說收益率為2.1%，實際上應該沒有那么低，如果這么低肯定不能獲得貸款?？偟膩碇v，大型地面電站項目收益率適中、風險可控，金太陽項目收益率更高、風險也高，太陽能光伏建筑應用示范項目收益率低、風險高。因此，如果想推動太陽能光伏建筑應用示范項目的建設，就要看國家出臺什么樣的政策來改善低收益高風險的狀況。只有通過政府主導的商業模式創新才有可能創造一個合理的風險收益一體化體系。這就要求政府在制定規則上做出調整，而調整并非一朝一夕的事情。
下游電站開發總體形勢樂觀
光伏電站建設中存在的很多問題都在不斷改善，一整個光伏產業鏈已經形成。以前我們只有組件生產占據明顯優勢，其他環節不成熟，到現在，各個環節均已成熟。二投資風險在下降，逐漸得到控制，因而融資能力強的大型央企等更愿意出錢或持有電站。三退出機制開始形成。
在分布式光伏應用項目上改善更加明顯。國家電網公司做出了針對單個并網點裝機容量在6兆瓦以下，且接入電壓在10千伏以下的光伏項目，將減免包括調試、檢測等在內的服務費用。同時，滿足上述條件的光伏電站接入電網的投資將由國家電網負責，也即免去接入費。這給小項目節省了很多資金。但是有人認為這會降低國家電網公司的積極性，在落實上堪憂。到目前為止，國家電網公司雖然做了內部的交流學習，但并沒有市縣級電網公司把可再生能源接入納入考核指標的。所以即使政策使并網問題有所改善，但解決的過程是艱難的。總之，我國會大力推廣分布式光伏的應用，但是整體狀況并不會快速緩解。
2013年，我國有可能成為全球最大的光伏市場。在我國和日本快速增長的同時，歐洲很多國家，尤其是德國和意大利在快速下滑。因此，2013年全球光伏市場增速依然低迷，維持在2012年的水平。但對于我國下游電站開發商來說，2013年應該是春天，一個開始收到回報、美麗的春季。
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