我国光伏政策的回顾和展望(下)

国家发改委能源研究所　■ 王斯成中国可再生能源学会　■ 吴达成

我国光伏政策的回顾和展望(下)

国家发改委能源研究所■ 王斯成*
中国可再生能源学会■ 吴达成

5　分布式光伏的政策演变

2013年的电价政策本意是希望优先发展东部地区的分布式光伏。能源局给出的分布式光伏定义是：接入35 kV及以下电压等级电网，且单个系统装机容量小于2 MW的光伏系统。因此，对于那些接入35 kV或10 kV公共配电网的系统，即使所发电量全部卖给电网，也只能享受每kWh脱硫标杆电价+0.42元的电价(约只有0.7 ～0.8元/kWh)。除此之外，还有其他执行中的障碍：

1)大部分建筑光伏项目收益低——60％以上的建筑属于低电价(住宅)建筑；

2)存在建筑不好选的问题，如高电价建筑有限，需建筑业主配合，便于安装且无建筑安全隐患的建筑很难找；

3)对于第三方开发的“自发自用”项目，开发商必须通过合同能源管理方式向建筑业主收取电费，存在交易风险的问题；

4)未解决负荷长期稳定性和自用电比例的问题；

5)由于项目的现金流不像大型光伏电站那样清晰，所以存在融资难的问题；

6)依然存在项目备案和并网难的问题；

7)对于避免向建筑业主收取电费，并避免自用电现金流不清晰的问题，很多项目希望将光伏电量全部卖给电网，但存在“脱硫标杆电价+0.42元/kWh”收益太低的问题。

为了促进分布式光伏市场的扩大，能源局曾经大力提倡“嘉兴模式”，并在浙江嘉兴市召开现场会，希望“嘉兴模式”能够在浙江其他地区和东部各省推广。“嘉兴模式”的主要特点如下：

1)统一规划布局，“集中连片、多样多元”原则确定空间布局，全面推进示范应用；

2)统一屋顶资源，政府引导协调，统一屋顶租赁和电价优惠及合同能源管理政策标准；

3)统一项目服务，确保项目规范建设、加快建设；

4)统一运营维护，成立专业运维公司负责园区内所有分布式光伏电站的电费结算、运营维护等后续服务工作；

5)省市地方补贴：浙江省补贴20年，前3年按0.3元/kWh，后17年按0.1元/ kWh；嘉兴市补贴标准为0.1元/ kWh；嘉兴光伏高新区则是按装机容量给予1元/W的一次性补贴。

“嘉兴模式”解决了如下问题：开发区代开发商向建筑业主收费，避免了交易风险，统一了屋顶租赁费标准，解决了建筑业主漫天要价的问题；地方补贴解决了建筑光伏收益率低的问题；一站式统一办理项目备案和并网审批，解决了并网和备案难的问题。

但“嘉兴模式”仍然没有解决自发自用项目负荷长期稳定性和自用电比例的问题。而且浙江其他地区和其他省区的开发区是否都能做到如此周全的服务？是否其他省区也都有地方补贴？因此，“嘉兴模式”并没有在全国有效地推广。

面对分布式光伏发电推进难的局面，国家能源局在2014年9月2日又发布了《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》(国能综新能[2014] 406号)，文件要点如下：

1)开发商可自由选取“全部卖给电网，享受分区标杆电价”模式，或者“自发自用，余电上网”；避免了交易风险，不存在负荷不稳定和自用电比例的问题。而且，“自发自用”项目在执行期间用电量明显减少或建筑业主变更，还可变更为“标杆电价”模式，全部卖给电网。给分布式光伏项目充分的灵活性。

2)规范了合同能源管理。

3)可因地制宜地利用废弃土地、荒山荒坡、农业大棚、滩涂、鱼塘、湖泊等建设就地消纳的分布式光伏电站。

4)允许分布式光伏发电项目向同一变电台区电力用户直接售电，电价由供用电双方协商，电网企业负责输电和电费结算。

5)对于“自发自用”和示范区内光伏项目配额指标不受限制。

6)简化电网接入和项目备案。

7)融资问题：探索售电收费权和项目资产抵押贷款。

2015年3月16日，国家能源局发布《关于下达2015年光伏发电建设实施方案的通知》(国能新能[2015]73号)进一步明确了“屋顶分布式光伏和自发自用项目不受配额限制，不限制建设规模，随时备案、并网”，并强调“鼓励结合生态治理、设施农业、渔业养殖、扶贫开发等合理配置项目，优先安排电网接入和市场消纳条件好、近期具备开工条件的项目”。

至此，分布式光伏发电从政策层面来看已经比较完整，不但给予了一定的灵活性，而且补贴优先到位，为分布式光伏的市场推广奠定了政策基础。

6　政府专项光伏计划

表6　光伏市场准入标准和“领跑者计划”技术指标

6.1“领跑者计划”

未来政策将向技术领先的创新产品和可实现高比例可再生能源的高端技术倾斜。

2015年1月29日，国家能源局发布《关于发挥市场作用促进光伏技术进步和产业升级的意见(征求意见稿)》(国能综新能[2015]51号)，提出了“领跑者计划”的概念。继而在2015年6月1日，国家能源局联合工业和信息化部和国家认监委共同发布《关于促进先进光伏技术产品应用和产业升级的意见》(国能新能[2015]194 号)，提出了光伏市场准入基本要求和“领跑者计划”技术指标。

2015年8月，国家能源局批准大同市建立“采煤深陷区国家先进技术光伏示范基地”，额外批准1 GW光伏电站配额，限定符合“领跑者计划”的产品入区，以促进光伏先进技术应用示范。

6.2微电网示范工程

2015年7月13日，国家能源局发布《国家能源局关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见》(国能新能[2015]265号)，计划在今后3～5年内在全国建设30～50个微电网工程示范(包括离网微电网和联网微电网)。新能源微电网示范项目建设的目的是探索建立容纳高比例波动性可再生能源电力的发输(配)储用一体化的局域电力系统，探索电力能源服务的新型商业运营模式和新业态，推动更加具有活力的电力市场化创新发展，形成完善的新能源微电网技术体系和管理体制。

2015年8月，部分省区已上报了一批微电网示范项目申请，但至今尚未获得国家能源局的批准。

6.3光伏扶贫计划

2014年10月11日，国家能源局、国务院扶贫办联合发出《关于印发实施光伏扶贫工程工作方案的通知》，决定在宁夏、安徽、山西、河北、甘肃、青海6省30个县开展首批光伏扶贫试点。2015年3月9日，国家能源局向河北、山西、内蒙古、安徽、云南、甘肃、青海、宁夏和新疆等9个省区转发了由水电水利规划设计总院编制的《光伏扶贫试点实施方案编制大纲(征求意见稿》，计划在上述省区开展光伏扶贫工程试点。扶贫原则如下：

1)精准调查落实到贫困户；

2)可采用户用、农业设施和荒山、荒坡地面电站方式建设；

3)所有项目均为并网发电项目，享受现行的光伏电价政策；

4)户用和农业设施项目初投资的70％由政府补贴(中央35％，地方35％)，其余30％由贫困户或项目企业向银行贷款，全部贴息，还贷期5年；大型地面电站项目初投资的40％由政府补贴(中央20％，地方20％)，20％由项目企业垫资，剩余40％由项目企业向银行贷款，全部贴息，还贷期10年；

5)保障贫困户年度可支配收入不低于3000 元/户，持续获益20年。

这一政策公布后，被普遍认为是扶贫模式的创新，在利用公共资金解决了贫困户收入来源的同时，还发展了清洁能源。亚洲开发银行(ADB)还曾专门组团到安徽省参观考察，计划向其他发展我国家推广。

2015年12月24日，国家能源局下发《国家能源局关于加快贫困地区能源开发建设推进脱贫攻坚的实施意见》(国能规划[2015]452号)，以正式文件明确了“十三五”扶贫攻坚的任务。《意见》强调：

1)扩大光伏扶贫实施范围。在现有试点工作的基础上，继续扩大光伏扶贫的范围。在光照条件良好(年均利用小时数大于1100 h)的15个省(区)451个贫困县的3.57万个建档立卡贫困村范围内开展光伏扶贫工作。

2)到2020年，实现200万建档立卡贫困户户均增收3000元以上的目标，贫困户受益20年。

2016年3月23日，国家发改委、能源局、国务院扶贫办、国开行和我国农业发展银行(三部委、二银行)联合发布《关于实施光伏发电扶贫工作的意见》(发改能源[2016]621号)，进一步明确了光伏发电扶贫的建设规模、收益水平、资金筹措、项目管理、政策保障等。

《关于实施光伏发电扶贫工作的意见》(发改能源[2016]621号）提出两种光伏扶贫投资模式。一种为：对于村级光伏电站和户用系统，由政府负责筹资，每个贫困户规模约为5 kW，每年每户收益3000元；建设地点仅限于贫困户屋顶和村子附近的地面。另一种为：采取集中式光伏电站方式，商业化运营，每个贫困户规模约为25 kW，从收益中每年拿出3000元给对应贫困户。这种模式虽然没有政府补贴，但可以享受补贴资金及时到位、优惠贷款、土地优惠，并且建设地点不受限制。

1）对于政府筹资的村级电站和户用系统，文件还是按照“初投资补贴”和招标选取运维公司的模式。但如果采用初投资补贴，则系统质量难以保证，又会重蹈“金太阳”覆辙。最好的办法是采用电价补贴，比如，5 kW初投资约4万元，一年发电5000 kWh，收入约5000元，由开发商投资建设，政府对每度电补贴0.8元/kWh，每年补贴5000 kWh，补贴资金需求4000元，开发商在正常收入5000元外，从电价补贴中拿出3000元给贫困户，还能从补贴中多收入1000元，一定会有积极性。若政府将4万元初投资补贴分10年按照电价补贴下发，10年内产权仍属于开发商(文件规定产权属于贫困户，这是很不正确的)，10年内开发商净收入6万元，已足有50％的盈利； 10年后移交给贫困户继续受益。 如此一来，就不会有质量隐患，也不必招标运维公司，10年内有开发商运维，10年后贫困户可从每年5000元收入中拿出部分资金聘请运维人员。

2）对于商业化运营的光伏扶贫项目，从2.5万元收益中拿出3000元，需要挤出12％，企业的压力其实比较大。如果能把规模扩大，比如每户50 kW，每年收益5万元的话，拿出3000元给贫困户，只占收益5％～6％，开发商的压力会减小很多，积极性会更高。

7　未来光伏支持政策走向

7.1光伏电价下调并引入竞争机制

2015年12月22日，发改委价格司发布了《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》(发改价格[2015]3044号)，公布了2016年的光伏上网电价，按照3类资源区分别下调了0.1 元/kWh、0.07元/kWh和0.02元/kWh，分布式光伏0.42元/kWh的补贴不调整。

这次光伏电价调整的政策导向非常明显，拉大了各资源区补贴标准之间的差距，即相对抑制我国西部大型光伏电站的快速扩张，重点鼓励东、中部地区分布式光伏市场的扩大。

在光伏补贴将持续下降、“平价上网”指日可待的形势下，光伏发电竞价上网的政策导向也已经出台。2015年12月20日，国家能源局下发《关于完善太阳能发电规模管理和实行竞争方式配置项目的指导意见(征求意见稿)》，要点如下：

1)除分布式光伏外，光伏电站项目原则上全部采用竞争方式获得项目资源。各省需要通过竞争方式选择项目投资主体，已经确定项目主体的，需要通过竞争方式确定新增项目规模。

2)各省区必须制定光伏发电项目竞争性配置办法，对于没有制定竞争性配置办法的省区，国家能源局将不予下达年度光伏发电新增建设规模。

3)上网电价必须作为最重要的竞争条件之一，权重不得低于20％。这个条件避免了2015年各地竞价上网时，竞价让出的利益空间全部留在了地方，并未通过竞价节省国家的补贴资金。

4)禁止地方保护和不正当收费，不得将“采用本地产品和建设配套产能”作为竞争条件，体现了竞争的公平性并保护了投资者的利益。

7.2解决与火电争市场和弃光问题

2014年全国煤电新增装机40 GW，超过了光伏和风电装机的总和，预计到2015年底，火电装机规模将达到9.6亿kW以上，若按火电正常利用小时5000～5500 h测算，火电已存在9600万～1.7亿kW的装机闲置，按照3800元/ kW造价计算，形成了3600～6500亿元的投资浪费，尚不包括配套电网投资。根据全国能源会议，2015年全年全社会用电量约5.55万亿kWh，同比增速0.6％，创1974年以来年度最低水平。一方面是煤电的快速增长、产能过剩；另一方面是电力负荷的零增长，煤电的产能过剩直接导致越来越严重的“弃光限电”，煤电与可再生能源争夺市场的矛盾日益突出。

为了防止地方政府盲目发展火电，2015年 11月26日，国家能源局官方网站发布了《国家发展改革委国家能源局关于做好电力项目核准权限下放后规划建设有关工作的通知》，特别指出，要确保电力项目(本通知指火电、电网项目)核准权限下放后“权力与责任同步下放、调控与监管同步强化”；明确了规划引导项目建设的思路，积极建立相应的调控机制，宏观调控燃煤电站的项目建设，从而有序引导火电行业的健康发展，避免因火电项目审批权下放导致的火电装机过剩和投资浪费问题。

2016年3月24日，国家发改委发布了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》(以下简称《办法》)，要点如下：

表7　全国光伏发电标杆上网电价表（含税）

1)确定保障性年利用小时数。《办法》对可再生能源发电全额保障性收购工作中，所涉及的责任主体进行了安排。其中，国家能源主管部门会同价格主管部门和经济运行主管部门核定各类可再生能源并网发电项目保障性收购年利用小时数，并监管落实情况，电网具体落实保障性电量收购及结算工作。

2)光伏电量享有优先发电权。《办法》规定，可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分，两部分电量均享有优先发电权：“保障性收购电量部分通过优先安排年度发电计划、与电网公司签订优先发电合同保障全额收购”；“市场交易电量部分由可再生能源企业通过参与市场竞争方式获得发电合同，并通过优先调度执行发电合同”。

这一规定既可保障可再生能源项目的基本收益，还能充分发挥可再生能源电力边际成本较低的优势，使其通过市场竞争的方式落实优先发电权。

3)补偿机制。《办法》要求“保障性收购电量范围内，因电网调度安排导致的可再生能源并网发电项目限发电量视为可再生能源优先发电权或优先发电合同自动转让至系统内优先级较低的其他机组，由相应机组承担对可再生能源并网发电项目的补偿费用”；又规定“因可再生能源并网线路故障、非计划检修导致的可再生能源并网发电项目限发电量由电网企业承担补偿”。

4)防止以“电网安全”为由弃光。“保障性全额收购”是我国《可再生能源法》2009年修订版中提出的，“保障性”是指在保证电网安全的前提下全额收购可再生能源发电量，并要求“发电企业有义务配合电网企业保障电网安全”。为了防止电网企业以“电网安全”为由弃光，《办法》规定，“对于可再生能源并网发电项目限发电量及补偿费用分摊存在异议的，应提交国务院能源主管部门派出机构协调”；并且要求“对于发生限制可再生能源发电的情况，电网企业应及时分析原因，并保留相关运行数据，以备监管机构检查”。有了这样的规定，电网是否安全并不是由电网企业说了算，而是依据运行数据和调度数据。

为了解决日益严重的“弃风”“弃光”问题，2015年10月8日，发改委办公厅对弃风、弃光严重的新疆自治区和甘肃省发布《关于开展可再生能源就近消纳试点的通知》(发改办运行[2015]2554号)。通知强调“大胆创新”“大胆探索”，除了加强输电通道和配电网建设，还提出积极承接东部产业转移，鼓励可再生能源发电企业参与直接交易，鼓励可再生能源供热以及实施电能替代等就地消纳模式。

7.3电力体制改革

2015年3月15日，国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9 号)，吹响了电力体制改革的进军号；2015年11 月26日，国家发改委和能源局联合发布《关于印发电力体制改革配套文件的通知》(发改经体[2015]2752号)，共发布了6个配套文件：《关于推进输配电价改革的实施意见》《关于推进电力市场建设的实施意见》《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》《关于有序放开发用电计划的实施意见》《关于推进售电侧改革的实施意见》《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》。

电力体制改革的核心是通过市场和竞争建立健康、具有活力和可持续的电力市场，电力体制改革将分步实施。

第一阶段：建立区域统一的电能交易平台，开展部分电量竞争，开展大用户直购电试点，初步建立输配电电价体系。

第二阶段：逐步增加参与竞争的发电集团的范围，增加竞争电量的比例，增加电能交易品种，开展大用户，独立配售电企业与发电企业的双边交易，开展辅助服务和输电权交易，完善电价形成机制，健全输配电电价体系；建立统一运作的区域电力市场。

第三阶段：在售电环节引入竞争机制，所有具备条件的发电企业和用户直接参与市场竞争，开展电能金融合同交易，形成政府监管下的统一、开放、竞争，有序的区域电力市场。

预计2016年，我国的电力体制改革将如火如荼地展开，这必将为光伏发电何风力发电等可再生能源提供新的活力和驱动力。

7.4“十三五”光伏规划政策导向

2015年底，网上传出国家能源局《太阳能利用“十三五”发展规划征求意见稿》，具体内容如下：

“十三五”规划太阳能光伏电站累计装机量应达150 GW，包括70 GW分布式及80 GW集中式电站；按照区域分布：西部地区占太阳能发电装机量35％，其他65％则分布在中、东部地区。另外还有10 GW的太阳能光热电站，太阳能利用总量将达160 GW。

若目标达成，则到2020年年底时，太阳能发电装机规模将在全国电力结构中占比7％，在新增电力装机结构中占比15％，在全国发电量结构中占比2.5％。而在整体太阳能装机量中，光伏发电占94％、太阳能光热占6％。

“十三五”期间，光伏扶贫成为亮点。“十三五”光伏扶贫总规模15 GW，平均每年3 GW，光伏扶贫工程占全国光伏新增装机的20％，覆盖已经建档立卡的300万贫困户，保证每年户均收入不少于3000元；约5 GW分布式，10 GW地面电站。

“十三五”期间的政策导向十分明确，在完成2020年总装机目标150 GW的前提下，要大力发展分布式光伏发电。截至2014年底，我国的分布式装机总量仅占累计装机的16.5％，大型光伏电站的比例高达82.4％；到2015年底，分布式光伏的比例将达到约22％，大型光伏电站的占比将下降到约77％。然而，“十三五”期间要想将分布式光伏的比例从22％提高到65％，仍然是十分艰巨的挑战。

7.5非水可再生能源配额制

2016年2月29日，国家能源局发布《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》(国能新能[2016]54号)，其实就是“非水可再生能源配额制”，主要内容强调：

1)为了实现2020年、2030年非化石能源占一次能源消费比重分别达到15％、20％的能源发展战略目标；

2)为了实现2020年非化石能源占一次能源消费总量比重达到15％的要求，2020年，除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9％以上；

3)对本行政区域各级电网企业和其他供电主体(含售电企业以及直供电发电企业)的供电量(售电量)规定非水电可再生能源电量最低比重指标；

4)可再生能源电力绿色证书是各供(售)电企业完成非水电可再生能源发电比重指标情况的核算凭证。

2020年各省(自治区、直辖市)行政区域全社会用电量中非水电可再生能源电力消纳量比重指标如表8所示。

表8　非水电可再生能源电力消纳量比重指标

这一政策不但能够为可再生能源释放足够的市场空间，而且能够有效抑制盲目向我国西部发展的倾向，有利于东部省区加大开发分布式可再生能源和分布式光伏的力度。

7.6防止“倒卖路条”节约国家补贴资金

2015年12月20日国家能源局发布《关于完善太阳能发电规模管理和实行竞争方式配置项目的指导意见(征求意见稿)》主要内容如下：

1)屋顶分布式光伏和自发自用项目，不受年度规模限制；

2)集中式光伏电站和分布式光伏电站纳入年度规模管理；

3)年度指标下达1个月内，采取公开评选、招标等竞争方式分配指标；

4)光伏电站全部采用竞争方式配置指标；

5)竞争性配置办法由省能源主管部门制定，没有制定颁发的，不配法年度指标；

6)上网电价的权重至少达到20％。

这一政策的主要目的是通过竞争降低电价，以节省国家补贴资金；另外，通过公开竞争配置资源也可有效避免暗箱操作和倒卖路条的现象。