2012年，國內光伏業遭遇史上最壞時期，從上游多晶硅企業，到中游光伏電池組件廠，一年里都散布著裁員停產倒閉的種種消息，產能嚴重過剩，全行業面臨危機。
　　為了“拯救”光伏業，自去年9月，國家相關部門也開始馬不停蹄地出臺行業政策，直到去年12月底，國務院明確光伏產業若干政策，提出著力推進分布式光伏發電，鼓勵單位、社區和家庭安裝、使用光伏發電系統。
　　所有的風都在往一個方向吹：下游國內光伏發電市場。長期以來，中國的光伏企業受囿于下游國內光伏應用市場的局促，基本都以向國外出口光伏多晶硅及光伏組件為主，而隨著歐美光伏市場的萎縮，國內光伏業立即陷入困境。
　　如今新政出臺，行業的希望似乎就在國內光伏裝機市場，尤其是分布式屋頂光伏發電站。有媒體歡呼此次要打通下游最后一米，全面破冰。不過，一位業內人士調侃：“口號先行，符合慣例，如果想想國內一年出口的電池組件已占全球大半江山，而國內光伏裝機量全球占比一直徘徊在個位數，就知道沒那么簡單。”
　　行政束縛
　　2010年，北京某能源投資公司項目經理吳鵬在投建一座10兆瓦（1兆瓦=100萬瓦）的光伏發電站時，電站每瓦總成本約20元，如今相同的電站，每瓦總成本8元就能拿下。中上游企業連年價格廝殺，已經讓光伏電站成本有質的下降。然而，即便如此，其每度電平均成本仍在0.8元，相較之下，火電脫硫上網電價每度0.4元左右。
　　光伏發電要與電網線路接通，稱為“并網”，“相對傳統的火電、水電，光伏發電處境尷尬，按脫硫電價并網，投資電站的人虧死，而即使以成本價并網，電網肯定不理你，所以光伏發電一生下來就得靠政府的奶水活著，要有足夠的補貼彌補這種失衡。”吳鵬對記者說。
　　目前，國內主要有三種補貼項目：金太陽工程、光伏建筑一體化和西部大型地面光伏發電站“標桿上網電價”。前兩種由財政部在2009年牽頭推動，后一種由發改委審批。2008年，國內光伏裝機容量為140兆瓦，在補貼政策刺激下，之后連年翻倍增長，走到今天5G瓦（1G瓦=10億瓦）的規模。
　　這并不是一個輕松的過程，吳鵬笑言占了政府的“便宜”，就被套住了。政府那一套審批電站的流程，外行看了應該都會頭暈。比如西部大型光伏發電站，先是在發改委申請立項、拿路條，然后是項目可行性報告、環評報告、城市規劃報告、土地許可證、并網許可證，然后再到發改委申請核準，招標，建設，并網，驗收，中間涉及至少9個部門（含電網公司），一般需要40個以上的公章。吳鵬覺得自己的精力主要不是花在工程上，而是消耗在一次次遞交申請材料、等待、催問的循環之中，一般一套流程走下來，半年以內比較正常。
　　金太陽項目更為復雜，要在上述流程基礎上，向財政部等提供如光伏發電站關鍵設備檢測報告等其他資料。
　　然而，官僚主義不是光伏發電站前景黯然的主要原因。實際上，到現在都有無數光伏企業在瘋狂拿路條，建電站。中海陽能源集團光伏企業項目部負責人李賓表示，下游市場做多大，電站批給誰做，都掌握在審批者手中，“我認為之所以他們不放開手腳，可能擔心泡沫，不過最大的問題還是并網”。
　　2009年底，修改后的《可再生能源法》規定了電網公司有為新能源發電企業提供上網服務的義務。去年有媒體報道金太陽工程并網率只有40%，30%的西部大型光伏發電站未并網。10月底，國家電網發文，大力支持光伏發電尤其是分布式光伏發電并網，這一態度前所未有，光伏業很多人頗有受寵若驚之感。
　　隨后，發改委上調太陽能“十二五”規劃光伏裝機容量，金太陽工程在去年年底梅開二度，又推出1G瓦裝機容量工程項目。
　　財政補貼模式之弊
　　新政的一大重點是改變了對發電企業的補貼模式。
　　對光伏發電市場，財政部和發改委有著完全不同的補貼思路。金太陽和光伏建筑一體化，主要是投建項目“事前補貼”，而標桿電價是“度電補貼”，即單位電量定額補貼。比如投資電站預計總成本1000萬，金太陽可提前補給申請者700萬，由投資者和電網公司商議上網電價，一般為火電脫硫電價；標桿電價則保證電站上網電價每度1元，發改委從可再生能源基金中抽取對應資金，撥給電網，再由電網公司和電站結算。
　　而且，標桿電價補貼主要面向西部集中式地面光伏發電站，獲批者基本是清一色的國企，由業內所說的五大電力集團等包攬。財政部牽頭的兩個補貼工程，主要是分布式屋頂光伏電站，民資為主。
　　中國可再生能源學會光伏專業委員會秘書長吳達成表示，原本就是兩條平行的套路，各有各的問題。已進行4期的金太陽，被發現有非常嚴重的騙補現象，業內俗稱曬太陽。最通俗的做法是很多項目臨時搭個架子，財政部等驗收組一走，立馬就撤了。而且，金太陽按照每瓦補貼，導致獲批者拼命壓低組件等成本，偏重總裝機容量，而忽略電站設備質量、發電量、運營年限等。
　　相較之下，“度電補貼”能更好地促使電站投建者關注長期效益，成為最近幾年光伏裝機容量發展的主要推手。如2011年中國光伏裝機約3G瓦，95%是位于西部的集中式大型光伏電站。然而它卻存在并網難題，西部光伏發電站主要集中青海、新疆等5省，以青海為例，2010年光伏裝機容量50兆瓦，2011年超過1000兆瓦，2012年達1500兆瓦。吳鵬說：“一下子冒出來這么多光伏發電，本地難以消納，電網外輸線路一時又難以跟上，而且電網調峰壓力很大，所以不讓光伏并網的‘棄光’現象較為普遍。”
　　實際上，發改委再推西部大型光伏發電站，已顯得較為吃力了。它至今連發4個事關分布式發電站的政策，涉水分布式發電站意圖明顯，就連國家電網也來捧場，使之成為去年下半年最惹火的行業話題，而這激起了財政部的強烈反彈，如上述金太陽工程的梅開二度。
　　江蘇一位光伏業人士表示，一個補貼工程就是一個權力系統，從上到下都是一連串利益，比如新能源業內某認證中心，一些退休的領導到這里掛職，該中心被相關部門指定為金太陽示范工程項目審核單位，“我曾經跟該中心的一個哥們去看山東一家項目，對方出手就是7萬元現金”。
　　同行送申請材料有個說法：不跑不送，原地不動。“商人肯定是要賺錢的，他付出了7萬，會收獲百萬千萬，可是大家真的是拿著國家的錢在玩，并沒有人會關注補貼的效率。”他說。
　　改革迷途
　　分布式光伏發電站，被業內寄予厚望，因為它的市場是千家萬戶，是真正啟動藍海一樣的市場，德國等國家都在大力支持分布式光伏發電站。
　　吳鵬認為，發展路線是比較清晰的，他說：“發展分布式光伏發電站所面臨的，也是整個光伏發電一直以來的問題。國內行業感覺很亂，其實看看德國的發展，無非是行業門檻、電價補貼和并網三個問題，然而在國內卻變得非常復雜。”
　　任凱在一家外企工作，在國家電網發布相關并網文件后，他立馬決定建一座3千瓦的光伏發電站，并向順義區供電局申請并網。一年前，他也曾遞交過同樣的申請，盡管有《可再生能源法》等條文，他找的電網公司幾個部門都稱無法負責；現在截然相反，電網公司的人很樂意并網，但他所面臨的問題是電價補貼。
　　任凱表示：“電網公司的人說，如果要并網，要么去發改委走立項等等流程，申請標桿上網電價補貼，要么只能按火電脫硫電價上網。細細看了下相關法規，目前發改委的這套東西是針對法人設定的，對居民個人門檻太高了，一套程序下來要花50萬，我的電站才投了3萬元。而如果沒有電價補貼，按照脫硫電價，需要30年才能收回成本。”
　　其實“度電補貼”是左右為難，按照目前金太陽和標桿電價補貼，財政遠遠跟不上發展。比如標桿電價補貼，發改委去年底剛剛結算了2010年到2011年4月期間的賬款，而且財政部掌握著資金，制定分布式光伏發電站度電補貼，發改委需要和財政部協調補貼標準，甚至會涉及兩種補貼合二為一的爭議，這種溝通無疑是費勁的。
　　盡管國家電網前所未有地開放并網，但這種姿態還是有些匪夷所思，如果居民和企業大規模自建分布式發電站，自發自用，富余者并網，就是切割電網公司的市場。正如國家電網研究院副院長蔣莉萍所言：“此次政策，主要是發改委積極協調，電網公司真的是花錢送服務，僅2012年11月，就花了6億多接入光伏發電站，然而，這并不是長久之計。”
　　光伏晝夜發電不同，好壞天氣也有較大差值，電網公司要保證穩定持續供電，就需要不斷調峰，調峰不僅需要技術支持，也很費錢。許多光伏業人士認為并網不存在技術門檻，而是壟斷利益，一名學者抨擊電網以調峰成本過大為借口，不愿光伏等并網，而同時又不愿說出成本多少，這樣就無法通過國家補貼來實現并網。
　　蔣莉萍表示，依靠目前的技術，調峰的確是有較大難度的，特別是在冬季的華北、東北、西北三北地區，“電網運行安全非常重要，如果出了問題，責任也只有電網承擔，而且調峰技術研發，資金從何來？如果調峰增大了很多成本，能通過上調終端銷售電價來彌補？”
　　發展光伏發電，就像坐在一輛零件拼裝車上，李賓表示，太多的細節還沒有磨合好，比如電站相關協議合同上的結算日期就寫當期，當期是一年，還是半年，還是一月？現在是政府想拖多久就拖多久。比如標桿電價補貼時間段不明確，投運電站就很難計算出回報率、貸款期限等。
　　“沒有明確的法規條例，送錢給政府部門，他們也不會批的，我覺得現在需要一個更高層次的機構統籌發改委、財政部、電網公司等主要相關方，靜下心來梳理，設計出一個權責利清晰的機制，否則光伏發電并網一直都會是玩票的多。”李賓說。
　　光伏新政提出“充分發揮市場機制作用，減少政府干預，禁止地方保護。完善電價定價機制和補貼效果考核機制，提高政策效應”，只是說易行難。