科學有序發展太陽能發電是實現我國能源和電力可持續發展的戰略選擇，也是推進生態文明建設的客觀要求。光伏發電具有優質能源劣質電的屬性，而光熱發電則具有優質能源優質電屬性。要從經濟社會、能源革命和電力系統角度，切實貫徹落實《可再生能源法》，健全完善太陽能發電科學發展新機制，加快解決技術、經濟和管理問題，著力提高發展質量。
1.優先發展分布式光伏發電
       堅持集中開發與分散利用相結合、近中期優先發展分布式光電的原則，是深刻反思十年來我國風電過于實行基地集中式開發帶來嚴重“棄風”的經驗教訓，也是光電立足于國情尤其是電情的正確路徑選擇。國發[2013]24號文已經提出國內要“大力開拓分布式光伏發電市場、有序推進光伏電站建設”戰略部署，明確國內發展光伏發電近中期是重點發展分布式光伏發電。國內發展分布式光伏發電才剛剛起步，就碰到屋頂落實難、電費回收難、貸款融資難、并網接入難、質量保證難等問題，從而影響其發展速度乃至年度計劃的完成是十分正常的，符合事物發展規律。只要政府主管部門牽頭，組織相關部門和單位，主動跟蹤發展進程，發現問題及時組織研究解決，經過3年或更長時間就可以走向良性發展道路。既不可急于求成，在發展初期就提出過高的目標要求，也不可因噎廢食，一遇到問題和困難就對優先發展分布式光伏發電發生動搖。
2.堅持正確功能定位
       堅持正確功能定位，即堅持“自發自用、余量上網、電網調節”運營模式。分布式光伏發電屬于分布式新能源發電(電源)，應該遵循分布式電源一般規律和規定。國家發展改革委《分布式發電管理暫行辦法》(以下簡稱發改能源[2013]1381號)明確，分布式發電是指在用戶所在場地或附近建設安裝、運行方式以用戶端自發自用為主、多余電量上網，且在配電網系統平衡調節為特征的發電設施或有電力輸出的能量綜合梯級利用多聯供設施。在第三條中規定，以各個電壓等級接入配電網的風能、太陽能、生物質能、海洋能、地熱能等新能源發電屬于分布式發電方式。國能新能[2013]433號文明確，分布式光伏發電就是指在用戶所在場地或附近建設運行，以用戶側自發自用為主、多余電量上網且在配電網系統平衡調節為特征的光伏發電設施，實行“自發自用、余電上網、就近消納、電網調節”的運營模式。國發[2013]24號文指出，國內近中期重點發展分布式光伏發電，功能定位在“自發自用，余量上網，電網調節”。中共中央國務院《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(以下簡稱中發[2015]9號)也已明確，分布式電源主要采用“自發自用、余量上網、電網調節”的運營模式。
      國家能源局《關于進一步落實分布式光伏發電有關政策的通知》(以下簡稱國能新能[2014]406號)結合發展實際情況，開始完善分布式光伏發電發展模式，提出利用建筑屋頂及附屬場地建設的分布式光伏發電項目，在項目備案時可選擇“自發自用、余電上網”或“全額上網”中的一種模式。“全額上網”項目的全部發電量由電網企業按照當地光伏電站標桿上網電價收購。已按“自發自用、余電上網”模式執行的項目，在用電負荷顯著減少(含消失)或供用電關系無法履行的情況下，允許變更為“全額上網”模式，項目單位要向當地能源主管部門申請變更備案，與電網企業簽訂新的并網協議和購售電合同，電網企業負責向財政部和國家能源局申請補貼目錄變更。在地面或利用農業大棚等無電力消費設施建設、以35千伏及以下電壓等級接入電網(東北地區66千伏及以下)、單個項目容量不超過2萬千瓦且所發電量主要在并網點變電臺區消納的光伏電站項目，納入分布式光伏發電規模指標管理，執行當地光伏電站標桿上網電價。國能新能[2014]406號文中分布式光伏發電功能定位及運營模式的調整變化，短期看可以促進分布式光伏發電的發展，長遠看則因功能定位可隨時變化而造成執行難和配電網投資大增，并不利于分布式光伏發電的可持續發展。總之，分布式光伏發電要堅持“自發自用、余量上網、電網調節”的功能定位和運營模式，正確區分分布式光伏發電和分散式光伏發電，實現規范法制管理。
3.積極發展建筑光伏發電 
      建筑光伏發電是指在建筑屋頂和朝陽墻面上安裝、在電網用戶側并入的分布式電源，是分布式光伏發電最重要的應用形式，可分為建筑附加光伏(BAPV)和建筑集成光伏(BIPV)兩種。建筑附加光伏(BAPV)是把光伏系統安裝在建筑物的屋頂或者外墻上，建筑物作為光伏組件的載體起支撐作用，光伏系統本身并不作為建筑的構成，拆除后建筑物仍能夠正常使用。建筑集成光伏(BIPV)是指將光伏系統與建筑物集成一體，光伏組件成為建筑結構不可分割的一部分，如光伏屋頂、光伏幕墻、光伏瓦和光伏遮陽裝置等。這里的光伏組件已經用作建材，必須具備堅固耐用、保溫隔熱、防水防潮、適當強度和剛度等性能。建筑集成光伏是光伏建筑一體化的更高級應用，光伏組件既作為建材，又能夠發電，一舉兩得，可以部分抵消光伏系統的高成本，有利于光伏的推廣應用。目前，國外已經出現了大量的建筑集成光伏示范性建筑。
       與光伏電站相比，建筑光伏發電具有如下優勢：一是合理利用了建筑物光照面，減少了對土地的占用。將光伏系統安裝在負荷中心的建筑屋頂和墻面上，既不影響建筑物的使用，又獲得了清潔電力，還節省了輸電投資，輸配電損耗很少。二是與負荷匹配度較高。建筑光伏多安裝于城市，根據國內外的調查，城市的負荷高峰都在白天，主要是工業、商業、辦公和公共建筑用電，建筑光伏的出力與用電負荷曲線大致吻合，可有效起到“削峰”的作用。三是在配電側并網，電網管理相對簡單。通過合理配置建筑光伏占輸電線路容量比例，光伏電力將被負荷完全消耗，不存在向中壓輸電網(10千伏，35千伏，110千伏)反送電(逆流)問題。此外，建筑光伏配備一定量的小型儲能裝置(如幾小時的峰值儲能)即可平滑供電，消除光伏發電的不穩定性，而且可以大大提高電網的安全性，在大電網出現故障時可以實現幾個小時的應急供電。
 4.加強統籌規劃與規模管理
       加強統籌規劃和規模管理是政府主管部門實現國家宏觀調控的主要手段，也是深化電力行政管理改革的重要環節。
       國務院能源主管部門要加強統籌規劃，而不僅僅是負責全國分布式光伏發電規劃指導和監督管理。國能新能[2013]433號文把分布式光伏發電規劃管理權限下放到地方能源主管部門，具體負責本地區分布式光伏發電規劃、建設的監督管理;國務院能源主管部門只負責全國分布式光伏發電規劃指導和監督管理;國家能源局派出機構負責對本地區分布式光伏發電規劃和政策執行、并網運行、市場公平及運行安全進行監管。國能新能[2014]406號文對分布式光伏發電規劃進行了細化深化，提出各地區要將光伏發電納入能源開發利用和城鎮建設等相關規劃，省級能源主管部門要組織工業企業集中的市縣及各類開發區，系統開展建筑屋頂及其他場地光伏發電應用的資源調查工作，綜合考慮屋頂面積、用電負荷等條件，編制分布式光伏發電應用規劃，結合建設條件提出年度計劃。各新能源示范城市、綠色能源示范縣、新能源應用示范區、分布式光伏發電應用示范區要制定分布式光伏發電應用規劃，并按年度落實重點建設項目。
      優先保障各類示范區和其他規劃明確且建設條件落實的項目的年度規模指標。從上述兩個文件可以看出，國務院能源主管部門似乎沒有在各省區市研究編制分布式光伏發電規劃的基礎上，結合國家財政補貼能力和地方各自出臺的補貼政策，統籌優化形成全國分布式光伏發電的專項規劃。實際上，如果各省區市能夠統籌優化分布式光伏發電、光伏電站以及光熱發電，形成各省區市太陽能發電專項規劃，國務院能源主管部門在此基礎上，完全可以結合國家財政補貼能力、地方各自出臺的補貼政策和資源條件，立足電力行業整體，特別是與風電等新能源發電進行統籌優化和綜合平衡，最終形成全國太陽能發電專項規劃(也可以不做分布式光伏發電、光伏電站和光熱發電三類專項規劃)。從上下銜接和實際工作出發，在要求各省區市編制分布式光伏發電專項規劃的情況下，研究編制全國性專項規劃更為合適。
      全國太陽能發電專項規劃應該作為規模管理的前提條件。國發[2013]24號文規定光伏發電規模要與國家可再生能源發展基金規模相協調。國能新能[2013]433號文明確，國務院能源主管部門對需要國家資金補貼的項目實行總量平衡和年度指導規模管理(不需要國家資金補貼的項目不納入年度指導規模管理范圍)，并明確具體流程：省級能源主管部門根據本地區分布式光伏發電發展情況，先提出下一年度需要國家資金補貼的項目規模申請;國務院能源主管部門統籌協調平衡后，下達各地區年度指導規模，在年度中期可視各地區實施情況進行微調;國務院能源主管部門下達的分布式光伏發電年度指導規模在該年度內未使用的規模指標自動失效，當年規模指標與實際需求差距較大的，地方能源主管部門可適時提出調整申請。按照國能新能[2013]433號文要求，國務院能源主管部門結合各地項目資源、實際應用以及可再生能源電價附加征收情況，經統籌協調平衡后提出全國及各地區年度指導規模，但并沒有明確規定規劃與年度規模的內在關系，加上自身沒有制定全國分布式光伏發電規劃，年度規?？赡苋狈y籌協調性和可持續性，在一定程度上可能會帶來配套項目不能及時跟上和財政補貼能力不足等問題。
 5.完善并網管理服務，解決并網接入難問題
      對于分布式光伏發電并網接入問題，國務院及國務院能源主管部門均提出了十分具體的要求和規定。國發[2013]24號文明確提出電網企業要加強與光伏發電相適應的電網建設和改造，保障配套電網與光伏發電項目同步建成投產。主要包括四個方面：簡化分布式光伏發電的電網接入方式和管理程序，公布并網服務流程，建立簡捷高效的并網服務體系;分布式光伏發電接入引起的公共電網改造部分由電網企業投資建設;優化系統調度運行，優先保障光伏發電運行，確保光伏發電項目及時并網，全額收購所發電量;對分布式光伏發電項目免收系統備用容量費和相關服務費用。國能新能[2014]406號文和國能新能[2013]433號文則針對前三個方面，提出了更為具體細致的規定要求。但在實際建設過程中，各分布式光伏發電開發企業還是普遍反映并網接入難。這既需要從管理流程上予以規范，又要從統籌規劃上予以規范，還要從利益機制上予以補償，從三個方面來統籌推進加以解決。分布式光伏發電并網接入要統籌納入配電網規劃。
      國能新能[2014]406號文規定，各級電網企業在進行配電網規劃和建設時，要充分考慮當地分布式光伏發電的發展潛力、規劃和建設情況，采用相應的智能電網技術，配置相應的安全保護和運行調節設施。按照國家現行管理體制，政府能源主管部門是電力規劃管理主體和責任主體，電網企業只是規劃參與者和電網建設實施者。配電網規劃是否包括分布式光伏發電并網接入或接納能力是否足夠，最終的責任承擔主體在政府能源主管部門而不是電網企業。所以，電網企業在研究編制配電網規劃過程中，要與配電網覆蓋范圍內分布式電源規劃及其布局、時序進行充分銜接統籌;政府能源主管部門在牽頭組織研究和最終審定配電網規劃時，要主動統籌協調平衡，滾動調整分布式光伏發電專項規劃時，必須同步完成配電網的滾動調整，以確保分布式光伏發電在能夠得到及時并網接入和消納。不在分布式光伏發電專項規劃和配電網規劃內的項目，能源主管部門不得核準，電網企業不接受并網接入申請。
      政府能源主管部門下達的全國及各地區年度指導規模必須以分布式光伏發電專項規劃和配電網規劃為前提。年度指導規模及其項目原則上與兩個規劃相一致。超過規劃年度規模及項目的，只有配電網確實有能力保證及時并網接入的，才可以增列入年度指導規模，同時滾動調整兩個規劃。
      嚴格流程管理和責任追究。國能新能[2014]406號文規定，要在市縣(區)電網企業設立分布式光伏發電“一站式”并網服務窗口，明確辦理并網手續的申請條件、工作流程、辦理時限，并在電網企業相關網站公布。國能新能[2013]433號文規定，電網企業收到項目單位并網接入申請后，應在20個工作日內出具并網接入意見，對于集中多點接入的分布式光伏發電項目可延長到30個工作日。對于同時符合分布式光伏發電專項規劃和配電網規劃、且在年度指導規模內的項目，電網企業應該嚴格按照上述規定流程和時間要求辦理，按期出具并網接入意見，并且嚴格按照合理工期或雙方約定確保項目按期接入并網。除不可抗力外，不能按期完成的，應該依法依規追究電網企業及其相關人員責任。因為能源主管部門核準配網項目滯后或政府部門原因造成不能按期完成的，應該依法依規追究相關政府部門及其人員的責任。
 及時開辟電網企業合理補償渠道。分布式光伏發電項目免收系統備用容量費和相關服務費用，會相應直接減少電網企業收益。電網企業負責分布式光伏發電項目的接入系統工程以及因接入引起的公共電網改造部分投資。根據發展需要建設分布式光伏發電并網運行監測、功率預測和優化運行相結合的綜合技術體系，提供可明確區分項目總發電量、“自發自用”電量(包括合同能源服務方式中光伏企業向電力用戶的供電量)和上網電量，并具備向電力運行調度機構傳送項目運行信息功能的電能計量表等，都需要電網企業額外增加投資。此外，落實國家規定的管理流程和時間要求，也需要電網企業額外增加人財物成本。按照權責利均衡原則，在落實電網企業無歧視并網接入服務責任的同時，需要及時針對直接收益減少、投資回收困難和成本增加，開辟足額補償渠道。特別是要結合獨立輸配電價改革試點，將相關配電網投資及時足額納入電網企業有效資產，將相關成本及時足額列入準許成本，通過電價回收，保證合理收益。
      創建縣區專業互助組織，破解屋頂落實難難題國發[2013]24號文明確提出，要完善土地支持政策和建設管理：對利用戈壁荒灘等未利用土地建設光伏發電項目的，在土地規劃、計劃安排時予以適度傾斜，不涉及轉用的，可不占用土地年度計劃指標;探索采用租賃國有未利用土地的供地方式，降低工程的前期投入成本;光伏發電項目使用未利用土地的，依法辦理用地審批手續后，可采取劃撥方式供地;完善光伏發電項目建設管理并簡化程序。國能新能[2014]406號文也明確提出，要鼓勵地方政府建立光伏發電應用協調工作機制，引導建筑業主單位(含使用單位)自建或與專業化企業合作建設屋頂光伏發電工程，主動協調電網接入、項目備案、建筑管理等工作：對屋頂面積達到一定規模且適宜光伏發電應用的新建和改擴建建筑物，應要求同步安裝光伏發電設施或預留安裝條件;政府投資或財政補助的公共建筑、保障性住房、新城鎮和新農村建設，應優先考慮光伏發電應用。“屋頂落實難”并非沒有屋頂資源，而是難以協調使用。“國土批準難”主要是土地屬性變化大，審批時間長。如何把國務院及其能源主管部門的有關扶持政策落實到位，解決好屋頂落實難和國土批準難問題，關鍵是要發揮地方政府主導作用，既要全過程加強統籌協調，又要有專門組織具體操作。
      地方政府要研究出臺屋頂資源使用指導意見。對于建筑物不同屬性(政府、企業或個人，國有企業或民營企業)及其屋頂不同類型(主要是指在屋頂安裝光伏發電的難易程度)分別予以規范，分類規范屋頂使用補償標準。如對政府機構和國有企業所屬建筑物，適宜光伏發電應用的，具備安裝條件的應限期安裝，不具備安裝條件但改造費用較少的應限期改造后安裝;政府投資或財政補助的公共建筑、保障性住房、新城鎮和新農村建設，應優先考慮光伏發電應用。
 分布式光伏發電專項規劃要落實好屋頂使用意向。當建筑物屋頂擁有者、項目單位和電力用戶不是同一主體時，由于經濟關系復雜，利益難以平衡，需要地方政府出面協調。地方政府在研究編制分布式光伏發電專項規劃過程中，要逐項落實屋頂資源意向，不僅要計算統計屋頂類型、面積等數據資料，更要落實好屋頂擁有者同意安裝并消納分布式光伏發電的使用意向書。
 各縣區及大型開發區成立專業互助組織，協助地方政府具體承擔屋頂落實、電網接入、項目備案、建筑管理等事宜。專業互助組織為非盈利組織，既有與分布式光伏發電相關的政府部門參與，又有相關投資企業參與，收入來源是地方政府專項采購服務費用和光伏發電項目前期工作商品化收益。在分布式光伏發電專項規劃研究編制階段，專業互助組織協助地方政府具體落實各類屋頂使用意向書和相關土地資源屬性界定等工作，增強規劃可操作性。專項規劃以法定程序審批公布后，專業互助組織協助地方政府逐項落實項目開發方式和發電消納方案，項目開發方式包括屋頂擁有者自主投資開發、合作開發或出讓外來投資者開發等。國家年度指導規模下發后，專業互助組織協助地方政府將合作開發和外來投資者開發的項目進行市場公開招標，擇優選擇投資主體;確定項目投資主體后，協助辦理屋頂落實、電網接入、項目備案等事宜。
 6.創新分布式光伏發電投融資模式
      國發[2013]24號文提出，要開放用戶側分布式電源建設，支持和鼓勵企業、機構、社區和家庭安裝、使用光伏發電系統。分布式光伏發電投資模式可以分為三類：第一類是自主投資模式，就是擁有屋頂資源的機關、機構、企業、社區和家庭等自行投資安裝使用分布式光伏發電，自發自用為主，余量賣給電網企業或其他用戶、售電公司。該模式生產關系最為簡單、協調量少，無論是從分布式光伏發電的功能定位，還是從實施難易程度來看，自主投資模式都應該得到國家優先支持和鼓勵。為促進該模式優先發展，可以通過設立縣區互助組織或區域專業化運營企業，來統籌協助解決各家各戶的光伏發電系統的運行維護問題。
      第二類是合作投資模式，就是屋頂資源擁有者通過與其他投資者合資，共同投資建設分布式光伏發電。這里的其他投資者范圍較廣，既可以是個人投資者，又可以是資金投資者，還可以是能源類專業公司等。對于社區和家庭的屋頂而言，在屋頂擁有者不具備完全自主投資能力時，應支持和鼓勵屋頂擁有者優先吸納社區內甚至相鄰家庭的個人投資者合資開發分布式光伏發電，同時共同就地消納。鼓勵專業化能源服務公司與用戶合作，合資投資建設和經營管理為用戶供電的光伏發電及相關設施。
      第三類是出讓投資模式，就是屋頂資源擁有者出租讓渡給其他投資者投資安裝分布式光伏發電，并且消納其發電。該模式生產關系復雜、協調量大，前期工作時間長，需要地方政府的統籌協調。
對于分布式光伏發電融資創新，國能新能[2014]406號文提出了具體思路。一是鼓勵銀行等金融機構對分布式光伏發電項目提供優惠貸款，采取靈活的貸款擔保方式，探索以項目售電收費權和項目資產為質押的貸款機制。二是鼓勵銀行等金融機構與地方政府合作建立分布式光伏發電項目融資服務平臺，與光伏發電骨干企業建立銀企戰略合作關系，探索對有效益、有市場、有訂單、有信譽的“四有企業”實行封閉貸款。三是鼓勵地方政府結合民生項目對分布式光伏發電提供貸款貼息政策。四是鼓勵采用融資租賃方式為光伏發電提供一體化融資租賃服務，鼓勵各類基金、保險、信托等與產業資本結合，探索建立光伏發電投資基金，鼓勵擔保機構對中小企業建設分布式光伏發電開展信用擔保，在支農金融服務中開展支持光伏入戶和農業設施光伏利用業務。五是建立以個人收入等為信用條件的貸款機制，逐步推行對信用度高的個人安裝分布式光伏發電提供免擔保貸款。六是繼續推進分布式光伏發電應用示范區建設，重點開展發展模式、投融資模式及專業化服務模式創新。鼓勵示范區政府與銀行等金融機構合作開展金融服務創新試點，通過設立公共擔?；?、公共資金池等方式為本地區光伏發電項目提供融資服務。
7.創新完善電價補貼政策和補貼資金管理
      國發[2013]24號文提出對分布式光伏發電實行按照電量補貼的政策，建立由電網企業按月轉付補貼資金的制度。中央財政按季度向電網企業預撥補貼資金，確保補貼資金及時足額到位。對分布式光伏發電自發自用電量免收可再生能源電價附加等針對電量征收的政府性基金。發改價格[2013]1638號文明確規定對分布式光伏發電實行按照全電量補貼的政策，電價補貼標準為每千瓦時0.42元(含稅)，通過可再生能源發展基金予以支付，由電網企業轉付。其中，分布式光伏發電系統自用有余上網的電量，由電網企業按照當地燃煤機組標桿上網電價收購。對分布式光伏發電系統自用電量免收隨電價征收的各類基金和附加，以及系統備用容量費和其他相關并網服務費。國家根據光伏發電發展規模、發電成本變化情況等因素，逐步調減光伏電站標桿上網電價和分布式光伏發電電價補貼標準，以促進科技進步，降低成本，提高光伏發電市場競爭力。鼓勵通過招標等競爭方式確定分布式光伏發電電價補貼標準，但通過競爭方式形成的電價補貼標準不得高于國家規定的電價補貼標準。
      財政部《關于分布式光伏發電實行按照電量補貼政策等有關問題的通知》(以下簡稱財建[2013]390號)明確，國家補貼資金通過電網企業轉付給分布式光伏發電項目單位，并規范了資金撥付流程：中央財政根據可再生能源電價附加收入及分布式光伏發電項目預計發電量，按季向國家電網公司、南方電網公司及地方獨立電網企業所在省級財政部門預撥補貼資金。電網企業根據項目發電量和國家確定的補貼標準，按電費結算周期及時支付補貼資金。具體支付辦法由國家電網公司、南方電網公司、地方獨立電網企業制定。國家電網公司和南方電網公司具體支付辦法報財政部備案，地方獨立電網企業具體支付辦法報省級財政部門備案。年度終了后1個月內，國家電網公司、南方電網公司對經營范圍內的項目上年度補貼資金進行清算，經省級財政、價格、能源主管部門審核同意后報財政部、國家發展改革委、國家能源局。地方獨立電網企業對經營范圍內的項目上年度補貼資金進行清算，由省級財政部門會同價格、能源主管部門核報財政部、國家發展改革委、國家能源局。財政部會同國家發展改革委、國家能源局審核清算。
      國能新能[2014]406號文結合發展過程中的實際難題，對分布式光伏發電的電費結算和補貼撥付進行了補充完善。一是各電網企業按月(或雙方約定)與分布式光伏發電項目單位(含個人)結算電費和轉付國家補貼資金，要做好分布式光伏發電的發電量預測，按分布式光伏發電項目優先原則做好補貼資金使用預算和計劃，保障分布式光伏發電項目的國家補貼資金及時足額轉付到位。二是電網企業應按照有關規定配合當地稅務部門處理好購買分布式光伏發電項目電力產品發票開具和稅款征收問題。三是對已備案且符合年度規模管理的項目，電網企業應做好項目電費結算和補貼發放情況的統計，并按要求向國家和省級能源主管部門及國家能源局派出機構報送相關信息。四是項目并網驗收后，電網企業代理按季度向財政部和國家能源局上報項目補貼資格申請。
      從理論分析，只要嚴格執行國家發展改革委、財政部和國家能源局相繼出臺的上述政策文件，就能夠較好地解決電費回收和電價補貼到位的問題。但在實際執行過程中，卻反映出兩大難題并沒有得到較好解決。分析原因：其一，分布式光伏發電發展時間不長，新做法涉及眾多政府部門和環節，需要一定時間來調整完善各類配套政策和理順工作流程，發展初期出現這些問題是正常的。其二，國家財政補貼資金總量有缺口，中央財政根據可再生能源電價附加收入及分布式光伏發電項目預計發電量，難以足額按季向國家電網公司、南方電網公司及地方獨立電網企業所在省級財政部門預撥補貼資金。電網企業也因此難以根據項目發電量和國家確定的補貼標準，按電費結算周期及時足額支付補貼資金。這就需要堅持發展規模與財政補貼能力直接掛鉤的原則，量財力而定發展規模。其三，國家補貼資金撥付流程尚待優化，需要更加發揮電網企業作用，強化統籌規劃和部際聯席項目核準制，增強信息透明度，充分利用互聯網來縮短審核時間，加快撥付節奏。其四，全面推行電網企業電費收取委托制。在分布式光伏發電發展初期，國家明確委托電網企業負責為分布式光伏發電項目無償提供電費收取、補貼申領等服務，為此發生的相關成本應統一從可再生能源電價附加中支付，或列入獨立輸配電價中的輸配電網準許成本予以回收