光伏补贴规模关系着国家到底愿意付多大的代价和成本来发展这个产业，中国早已提出可再生能源发电要考虑补贴总规模的控制。
2013年以来，光伏发电尤其是分布式光伏发电成为国家可再生能源政策的重中之重。然而，从标志性的《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》到此后的价格政策和各地方政策，分布式光伏发电即便在各种政策利好中也始终没有被点燃的迹象。
国家能源局之前定下14GW的光伏装机目标，其中6GW为地面电站，8GW为分布式项目。但根据中电联初步测算，上半年光伏新增装机在3GW左右，以地面电站为主，分布式光伏装机不足1GW。为了实现既定的光伏装机目标，2014年6月底，国家能源局向相关政府部门、五大电力等光伏电站投资企业、电网公司、国家开发银行等机构就《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策》征求意见，要求加强分布式光伏发电应用规划工作，鼓励开展多种形式的分布式光伏发电应用，加强对建筑屋顶资源使用的统筹协调等。
在这份征求意见稿背后，是分布式光伏建设的重重障碍和国家实现目标的迫切和关注，然而两者的合力并不一定能把行业推向正确的发展方向。
补贴规模扩大
这份征求意见稿中部分内容引起业界关注：利用废弃土地、荒山荒坡、农业大棚、滩涂、鱼塘、湖泊等土地资源建设的光伏发电项目，在35千伏及以下电压等级接入电网(项目容量不超过20MW)，且所发电量在并网点变压台区消纳，可执行当地光伏电站标杆电价政策，电网企业参照分布式电源通过“绿色通道”提供高效便捷接入服务。
如果该项意见最后付诸实际，将扩大分布式发电的界定范畴。如果按照一般意义的分布式发电，余电上网部分卖给电网只能得到火电脱硫标杆上网电价加0.42元/千瓦时的补贴，因此自发自用比例越高，收益才越有保障。单从上述意见中可发现，国家能源局弱化自发自用、余量上网的概念，意味着企业可选择光伏标杆电价为分布式项目兜底，相当于将分布式的规划目标变相过渡给地面电站。
这项举措无疑大大增加了分布式光伏的投资吸引力，但从光伏发电长远发展的角度来看，却存在补贴压力增大的问题。
本来国家在制定光伏发电规划目标时就明确区分了分布式与地面电站的份额，国家财政可投入的补贴必定也根据这两部分的份额来分配。现今将两者界限模糊，虽然可能刺激投资，完成既定的规划目标，但事实上相当于扩大了补贴的规模，既定的补贴资金不一定能完全覆盖。
某电力企业财务部工作人员告诉记者，光伏补贴规模关系着国家到底愿意付多大的代价和成本来发展这个产业，国家早已提出可再生能源发电要考虑补贴总规模的控制。2013年，国家能源局也针对各地区具体情况下达光伏发电的配额，要求各省备案，按规划建设，这意味着在国家部委层面对光伏补贴的规模是算过账的，并不是无限度地投入。
补贴基金暂时够用
如果国家的光伏政策按照上述征求意见稿的措施执行，则需要考虑目前的可再生能源补贴是否能覆盖这一发展模式所需的补贴金额。
目前，中国可再生能源补贴主要来自于可再生能源发展基金。该基金将自2006年设立的可再生能源发展专项资金和可再生能源电价附加合并，目前的补贴重点在于发电项目的上网电价补贴，中科院《能源经济学理论与政策研究评述》一书中的数据显示，该项补贴几乎占到补贴总额的90%。
自基金设立以来，风力发电就是其最大的受益对象。由于2013年以前，中国光伏发电规模还非常小，可再生能源补贴主要流向风力发电，上述中科院数据也显示，风力发电企业获得的价格补贴资金占到发电项目补贴资金的80%左右。
在国家全面启动支持光伏发电发展的政策之前，可再生能源发展基金已出现较大缺口。财政部公布数据显示，2009年全国可再生能源电价附加补贴缺口为13亿，2010年缺口20亿，到2011年缺口已达100多亿，2012年更是达到惊人的200亿元。而这些缺口还是在光伏发电规划尚未启动之前产生的。
2013年，可再生能源电价附加标准第四次上调。2006年，该项电价附加的征收标准最初为1厘/千瓦时，2007年第一次调整为2厘/千瓦时，2009年11月起调至4厘/千瓦时，2011年翻倍上调至8厘/千瓦时。
2013年，为了填补巨额资金缺口，可再生能源电价附加征收标准再次翻番上涨，达到了1.5分/千瓦时。根据国家发改委可再生能源研究所可再生能源发展中心研究员时璟丽介绍，2006年至2012年，国家发改委和财政部共发放10期补贴(后2期通过可再生能源发展基金发放)，累计补贴资金573亿元。
2013年9月份开始，该基金盘子扩大，逐渐开始对此前的补贴缺口进行填补。根据财政部《2013年全国政府性基金收入决算表》，全年可再生能源发展基金决算数达297.98亿元，目前已经基本上能把2012年一整年的补贴缺口补齐，但由于早年资金缺口过大，2011年仍有8个月左右的资金尚未补到位。
早期拖欠的发电企业补贴，导致了发电企业资金流转不畅、财务成本增加，连累产业链出现发电企业、设备企业、零部件企业间的三角债现象。金风科技董事长武钢、明阳风电董事长张传卫等人大代表都曾在两会上反映过这个问题。
时璟丽认为，很多企业反映补贴的拖欠情况跟整个补贴机制的流程设置有关。可再生能源发电项目要获取补贴首先要经过项目目录的核准，这个流程所需的时间有点长。直到2014年6月份前，2013年1月至8月并网的项目已经上报，但还没完成审批。这也意味着2013年1月以后并网的项目最起码在本季度内都不会拿到补贴。
补贴资金的申报、审核、拨付由财政部会同国家发改委、国家能源局三家审批，由财政部预拨，再由中央财政拨付至地方财政，最后或直接发放至发电企业，或由电网企业代付。
发改委可再生能源研究所可再生能源发展中心对目前整个可再生能源发展基金盘子做过测算，经过2013年的扩容，该基金可以支撑可再生能源在“十二五”期间的发展规模。
时璟丽认为，国家的光伏发展规划盘子确实比较大，但行业本身基数较小，到2013年年底，装机容量还不到2千万千瓦，其中还有部分是金太阳工程的装机份额。这一两年间，即使光伏发电能得到较好的发展，整体的体量还是比风力发电小很多，利用小时数也比不上风力发电，起码在2014、2015年内，可再生能源发展基金足够支撑光伏的发展规模。
补贴制度去向不明
2015年以后会如何?除了发改委可再生能源研究所可再生能源发展中心，各发电企业对这个问题都有自己的测算。
华电集团政策与法律事务部主任陈宗法透露，华电集团已经开始就中国可再生能源补贴制度的持续性进行专题研究，初步结论与时璟丽的研究结果相仿，当前的可再生能源补贴制度在两到三年内尚能正常运作，但三年之后该制度的走向并不明朗。
而华能新能源产业控股有限公司原总工程师王斯永则透露，从目前电量消费的增长情况来看，按1.5分钱的补贴标准，2020年可再生能源电价附加将征收1000多亿元，而风电装机容量保守估计达到2亿千瓦，再加上光伏发电进入规模化发展，到2020年这项资金不一定能支撑得住。
根据中电联的预测数据，2020年全社会用电量将达到66399亿千瓦时，剥除居民用电和农业用电，可征收电量约为53611亿千瓦时，即可再生能源电价附加基金将达到800亿，相比可再生能源的发展规模，可能难以为继。
上述电力企业财务部工作人员认为，当前国家的可再生能源补贴不会长久维持一个标准，由于可再生能源发电成本的下降，其相对传统化石能源的竞争优势正在慢慢体现，在这样的前提下，“补贴标准不会一成不变。
比如，旧项目可能还是按照目前的4毛2来补贴，但新项目就应该根据可再生能源发电成本的实际情况进行补贴标准的调整。如果一种能源形式经过那么多年的补助，还不能提升其经济性，那国家就应该放弃对其扶持”。
根据光伏业界资深人士的测算，目前光伏发电的度电成本为0.8元/千瓦时，是发电成本下降最快的可再生能源。时璟丽的研究结果表明，光伏发电2013年的实际发电成本与2011年相比，降幅约为30%。
在0.42元/千瓦时的补贴标准公布时，有不少业界人士认为这个标准偏低，但如果参照目前光伏发电成本水平来看，这是一个比较高的补贴标准。时璟丽认为，这个补贴标准是在全国基准投资水平的基础上测算出来的，从设计的角度来看就是要保证绝大部分项目的盈利。而全国不同区域执行不同的电价水平，项目所在地不同造成的营收水平差距很大，有些项目在电价高的地区即使没有0.42元的补贴都可以盈利。
“国家的补贴标准就是一个已知条件，企业应该自己计算得失，寻找合适的项目开发，从而保证自己的盈利。”时璟丽解释说。
另一方面，近年来化石能源价格的下跌事实上导致了可再生能源补贴的下降。该财务部工作人员告诉记者，在某些地区，如广东，燃煤脱硫标杆电价为0.52元，风电上网电价为0.61元，补贴仅为两者差额，即九分钱，若今后化石能源价格继续下跌，火电与风电价格逐渐逼近，这项补贴事实上就趋向消失了。
