【编者按】
2013年6月16日在北京召开的关于分布式光伏发电示范区工作会议中，国家能源局提出了《分布式光伏发电示范区工作方案》（下称《示范区方案》）。能源局要求各省市能源局在2013年7月10日前完成实施方案并上报，获批示范区需在2013年7月底前启动项目建设。在文件中，国家能源局明确表示，鼓励园区的分布式光伏发电项目由一个业主统一投资建设经营，由其统一协调建筑屋顶使用、光伏发电量消费以及与电网的关系。
申报流程
国家能源局要求各省级能源主管部门（含计划单列市）按照《示范区方案》的要求组织编制示范区实施方案，并经过初步论证后，在2013年7月10日前将实施方案上报国家能源局。原则上一个省（区、市）先上报一个示范区，如条件优越且准备充分可上报2个，计划单列市可单独上报（不占所在省名额）。国家能源局在总结示范区经营后，将在严格标准、严格要求的前提下增加示范区数量。
国家能源局对各地区上报的示范区实施方案进行审核，按照示范区的先进性、经济性、可推广性进行筛选，并将实施方案送电网企业研提配套电网落实的意见。国家能源局将在7月20日前明确示范区名单，获批的示范区将在2013年7月底前启动建设。
各省市能源局推荐的示范区需要编制实施方案，其主要内容包括：示范区分布式光伏发电建设规模、各项目清单及有关信息、投资经营方式、配套电网情况和初步衔接意见。相关方案还需要明确包括2013年拟开工建设规模、可建成并网规模和2015年的预计规模。
国家能源局还要求各示范区详细调查各项目的运行条件。如：安装光伏的单位的光伏发电出力与用电负荷的匹配情况；测算项目光伏发电量和自发自用比例；测算项目的发电成本及合理收益，与用户侧替代网购电的价格对比，并考虑消费光伏发电量的用户的收益分成，提出最低度电补贴标准建议。
企业称时间仓促
分布式光伏发电系统，又称分散式发电或分布式供能，用中小型光伏发电供电系统来满足特定用户的需求。分布式发电一般接入配电网，发电后就地消纳，不必并入主干电网。
在看到上述方案后，一家东部省市的光伏企业李姓销售人士有些纳闷： “文件中提到，要在2013年7月10日前，各地区将方案上报国家能源局，20日国家明确示范区名单，7月底启动建设，我感觉时间太紧迫了。”
从现在看，距离启动项目的时间约5周，电站投资方等要立刻寻找相应的国家级园区，与对方谈好条件，若彼此能迅速达成口头意向的话，还要看该园区内有多少面积的屋顶、可建多少光伏组件，园区内部的电量消耗值、电压等也要一一测算。
而且，上报的文件中还要有其他详细结论做支撑：如测算光伏发电与用电负荷的匹配度、测算光伏发电量及自发自用比例、发电成本及合理收益、用户收益分成，提出最低度电补贴标准建议等，“这一系列工作，再快的速度估计也要用2个月。我想，可能是有个别的企业提早已知道了政策，早就做了准备。否则从现在开始做准备的企业，几乎是不可能完成的任务。”李先生谈到。
另一方面，若只有一个投资主体（即投资者）参与示范区光伏项目的建设，李先生也不太能理解，“现在几乎没人可拿出足够的投资资金来单独做一个项目，联合几方投资还可能实现。”协鑫集团一位刘姓管理层也说道，愿意参与的投资者可能主要是这些园区下面的那些创投或者投资公司，“我们也觉得多个主体参与建设的话会更好，资金压力小，风险也分散一些。”
合同能源管理存弊端
“在整个政策中，我感觉更重要的一点是未来收益能否保证的问题。”李先生说，按照新文件，国家应倾向于合同能源管理的模式进行收益结算，“这不是不好，而是还有一些缺陷。”
李先生所服务企业所在的地区，就有一个国家级开发区。按一般模式，电站投资者的收入（即售电价格）基本是0.92元/千瓦时（以国家补贴0.45元+0.47元脱硫电价计算）；而如果换成“合同能源管理”模式，电站投资者的收入则是1.25元/千瓦时（0.45元补贴价+高新区电价的90%，约0.8元）。相比之下，售电越贵对投资者越合算；而且后一种合作方式中，投资者和用电方单独结算费用，不涉及对主干网的接入影响，是电网所推崇的。
所以，国家对合同能源管理的推行也是有道理的，按照后一种算法，基本上投资6年后就有固定收益。
但合同能源管理也存在着几个弊端：其一，没人保证用电企业能长期在这一园区内运转，这样卖方（即电站投资方）的收益就不确定；其二，没有相应机制约束用电企业一直缴纳电费，毕竟卖方无法像电网公司那样可以因对方不买单而随时断电、限电。
不过，一家已签订合同能源管理的用电企业工作人员刘先生则表示，合同能源管理的实施能否到位，涉及信誉及担保体系等诸多方面。假设用电企业有第三方担保，或有保险公司愿对这类项目进行承保，上述难题解决起来也不算特别复杂。“光伏项目本来就在试验和摸索中，不可能面面俱到，而且国家有些政策也是在征求意见的过程中，企业和政府都可以再提意见进行完善。如果知难而退，很多光伏项目都将寸步难行了。”
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