在今年第一季度光伏发电生产情况数据出来后，我们认为分布式光伏迅猛发展的势头已不可逆转。分布式多样化的市场形式，如分布式工商业屋顶、分布式户用居民屋顶、分布式／地面互补模式、分布式村级扶贫、微电网等，为其构建了广阔的市场开拓空间。整年分布式装机超越集中式地面电站装机是一定会发生的，只是时间问题。
这个趋势并不代表普通光伏电站就此退出市场。据业内消息，各省目前正在悄悄地启动普通地面电站，2018年总量约在11.7GW，加上2017年转过来6.30前抢装的4~5GW，整体量约17GW。
未来，普通地面电站存量资产所有权将逐渐流向国有企业、部分上市公司。而量很多的屋顶分布式项目的开发仍然会以中小型企业为主。屋顶光伏电站将持续增长，终端用户售电比例保持上升趋势，并且因分布式具有分散性、地域性等特点，进入较迟的大企业们不一定能完全适应，与各地资源丰富的中小型企业形成长效合作机制将是大企业进入分布式领域的首选路径。
而整个分布式市场又会受到国家分布式市场交易政策的影响。《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》破天荒提出分布式发电项目在全额上网与自发自用、余量上网之外可参与市场化交易，把电卖给配电网内就近的电力用户，即俗称的“隔墙售电”。
2018年1月3日国家发改委和国家能源局联合发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》（以下简称试点补充通知），明确要求各地符合条件区域积极申报分布式发电市场交易试点。
对此，很多大公司紧盯着分布式市场交易这一块“潜力蛋糕”，瞄准了其后续规模化持续上升空间。
正泰新能源开发有限公司副总裁李崇卫表示这个文件对企业与市场极有意义：首先，分布式能源生产者获得了发售电的资格，让盈利能力获得一个有效的提升；其次，不再有全额上网的模式，只有自发自用的模式；第三，在市场化交易的探索方面，一个项目单位既可以与配电网中就近电力用户进行电力交易，电网在中间收取过网费，也可以委托电网进行售电，还有一种是全额上网模式，全部卖给电网，这样模式就比较丰富了。
在发电侧，有电网、政府、企业三方面的工作，发电侧的项目根据其项目特点，按照政策可以与电力用户直接交易，既可以委托电网进行一个代售价，也可以采取全额的上网方式，这是企业选择交易模式。
原本自发自用的项目中，下面的企业经营不善、倒闭、减产等，都会严重影响自发自用项目的收益。通过分布式“隔墙售电”的管理办法可以将电卖给周围的用户照常收取电费，这样一来整个项目盈利的稳健性就得到了很大的提升。
李崇卫表示，政府也要促进分布式发电有关并网协议、售电协议的执行，在这里政府要起到一个很好的协调作用。因为直接由光伏发电的项目方跟电网公司打交道，缺乏政府的协调，这件事情是做不起来的。在配电侧、电网侧这一块要有积极的配合，及时对消纳发挥保障。
在用户侧，用户可跟分布式发电项目方进行电力的交易，获得的好处是可以拿到比目前的电网企业更低的电价，同时在这个试点项目里有多个分布式发电项目单位，用电方可以做一个灵活的选择。
李崇卫表示，这一类分布式发电市场交易的前景主要是植根于分布式光伏广阔的前景，如果发展起来的话，在参与交易的园区内所有的屋顶、建筑物，包括附属场所都可以用分布式光伏发电，这些电力就近通过区域化交易卖给附近的用户，这对于分布式发电下一步持续的快速增长是比较好的契机。
不过，整个政策出台表达得很清晰的另一点是补贴退坡是常态，政策明确规定小于20兆瓦以下的项目参与市场化交易，要降低10%补贴比例。超过20兆瓦不超过50兆瓦要降低20%的补贴力度，这就呈现了一种补贴退坡，而且是通过参与市场化交易降低国家的补贴力度。
补贴下调一直有，趋势依旧，而缺口持续增大，谁能拿到补贴？根据国家发改委发布《关于2018年光伏发电价格政策的通知》，其中说明根据当前光伏产业技术进步和成本降低情况，降低2018年1月1日之后投运的光伏电站标杆上网电价，Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.55元、0.65元、0.75元（含税）。
2018年1月1日以后投运的、采用“自发自用、余量上网”模式的分布式光伏发电项目，全电量度电补贴标准降低0.05元，即补贴标准调整为每千瓦时0.37元（含税）。村级光伏扶贫电站（0.5兆瓦及以下）标杆电价、户用分布式光伏扶贫项目度电补贴标准保持不变。
2018年4月24日，国家能源局新能源和可再生能源司副司李创军在国家能源局例行新闻发布会上表示，为更好推动光伏产业技术进步，实现行业健康有序发展，“我们还将会同国家价格主管部门进一步完善光伏发电电价机制，进一步加快光伏发电电价退坡速度，进一步降低光伏发电补贴依赖。”
天合光能副总裁、家用光伏系统事业部总裁张兵表示，相比银行利率、支付宝收益，光伏电站的收益显而易见。张兵表示，补贴“退坡”是一种必然的趋势。不过，补贴额度在下调，技术在进步，成本还会降下来，那么投资收益也会稳定在15%、16%这个水平。
户用市场潜力很大，有一些启动较早的市场已经由“你要买光伏”转变进入“我要装光伏”的发展阶段。但也因为如此，户用市场竞争加剧，在过热前提下，张兵提醒经销商要提前做好过冬准备。
相比补贴下调，补贴缺口的问题更让我们关注，2017年附加收入610亿元，补贴需求1175亿元。根据水电总院对可再生能源电价附加资金缺口情况预测：2018年附加收入620亿元，补贴需求1280亿元；2019年附加收入635亿元，补贴需求1367亿元；2020年附加收入650亿元，补贴需求1435亿元。2020年累计缺口3000亿元以上。
目前来看，除了扶贫、户用电站以外的补贴拖欠问题难以改善，工商业分布式、领跑基地项目补贴或许会有较高的发放优先权，那么，存量地面光伏电站该走向何方？前七批补贴目录之外，还有超过70GW光伏项目。
针对补贴拖欠的行业痛点，国家能源局发布的《关于政协十二届全国委员会第五次会议第4253号(工交邮电类398号)提案答复的函》提出，将推动相关部门不断加大可再生能源补贴资金的征收力度，明确地方的主体责任，调动地方积极性。特别是对新疆、甘肃等自备电厂较多的省份，将会加大本地区电价附加征收力度，简化可再生能源电价附加的征收和补贴申报、审批、拨付方式。将择机研究可再生能源电价附加征收的相关政策。
同时表示，将适时启动绿色电力证书强制约束交易。从目前绿证交易主要为光伏、风电来看，绿证强制约束交易的启动将会对光伏、风电的发展起到提振作用，并能解决部分企业因补贴拖欠而造成的资金困难问题。
原文来源：PV-Tech每日光伏新闻
