我国光伏政策的回顾和展望（上）

国家发改委能源研究所 ■ 王斯成我国可再生能源学会 ■ 吴达成

我国光伏政策的回顾和展望（上）

国家发改委能源研究所 ■ 王斯成*
我国可再生能源学会 ■ 吴达成

0　引言

我国的光伏市场自2009年正式规模化启动以来，2013年开始成为世界第一大光伏市场，连续3年光伏年装机量超过10 GW；截至2015年底，我国的光伏累计装机量已超过43 GW。我国光伏市场的飞速发展得益于国内光伏激励政策，各个阶段标志性的政策如图1所示。

图1　近年国家层面的光伏法律、法规和政策措施

2009～2015年，从国家层面出台的与光伏发电相关的政策有近百项，加上各地方政府及其能源管理部门的光伏相关政策要达到数百项，以下就各项主要政策进行详细介绍。

1　《中华人民共和国可再生能源法》及其配套文件

《中华人民共和国可再生能源法》（以下简称《可再生能源法》）已于2005年2月28日由人大常委会批准通过，并于2006年1月1日生效。该文件首次提出了可再生能源发电项目执行上网电价，电网企业依照由国务院价格主管部门确定的分类上网电价收购可再生能源上网电量；高于常规能源发电平均上网电价的差额，附加在销售电价中分摊。《可再生能源法》中还规定了电网企业应当与依法取得行政许可或报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务。

我国的《可再生能源法》基本上与德国的“上网电价”政策类似，意味着发电系统的初投资由项目开发商或电力用户自己承担，开发商通过申报取得行政许可后建设并网光伏发电项目，其成本和利润通过出售光伏系统所发电量来回收，电网公司应当按照国家确定的上网电价全额收购光伏电量。超出常规上网电价的部分，电力公司并不贴钱，而是通过向电力用户征收可再生能源电价附加的方式在全国电网分摊。

2009年12月26日，十一届全国人大常委会第十二次会议表决通过了《中华人民共和国可再生能源法修正案》（以下简称《修正案》），《修正案》的主要变更内容有2处，一是第十四条中“电网企业全额收购可再生能源上网电量”修改为“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度”，要求“发电企业有义务配合电网企业保障电网安全”。这一条为电网企业后来的弃风、弃光提供了法律依据。二是将第二十四条修改为“国家财政设立可再生能源发展基金，资金来源包括国家财政年度安排的专项资金和依法征收的可再生能源电价附加收入等”，明确了除可再生能源电价附加外，还有国家财政的专项资金。

我国的《可再生能源法》自2006年生效后，紧接着出台了10余种配套政策和文件。例如，国家电力监管委员会颁布了2007 年第25号令《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（2007 年9月1日生效），强调电网企业必须按照可再生能源法的原则优先收购可再生能源发电量，并提供电网接入的服务（电网接入系统的成本也纳入电价附加在全国电网分摊）。国务院办公厅于2007年8月2日转发了国家发改委、国家环保总局、电监会、能源办共同发布的《节能发电调度办法（试行）》（国办发［2007］53号），进一步要求电网企业在保障电力可靠供应的前提下，优先调度可再生发电资源。

2　资金来源

2.1可再生能源电价附加

国家发改委于2007年1月11日颁布了《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》（发改价格［2007］44号）。《可再生能源法》规定，电网企业收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，附加在销售电价中分摊。《暂行办法》中对于可再生能源电价附加征收标准、征收范围、电价附加收入分配和平衡方案，以及可再生能源电价补贴申请过程、电价结算及电价附加配额交易方案都做了明确规定。

自2006年8月起，在全国范围内征收可再生能源电力附加为0.1分/kWh；2008年6月起又增加了0.1分，征收0.2分/kWh，用于可再生能源发电的电价补贴（包括风力发电、生物质发电和光伏发电）；从2009年11月起，可再生能源电力附加再一次增加到了0.4分/kWh，每年可征收约150～200亿元；2011年11月29日国家发改委公布新一轮电价附加，将可再生能源电价附加的征收标准提高至0.8分/kWh，每年可征收约300亿元；2013年8月26日，国家发改委发布《关于调整可再生能源电价附加标准与环保电价有关事项的通知》（发改价格［2013］1638号），将可再生能源电价附加从0.8分/kWh提高到1.5 分/kWh，但提高的0.7分并不覆盖民用电和农业用电（约占全国总用电量的20％），每年可收取约400亿元用于支持可再生能源电价补贴，以期2015年以前完全满足可再生能源发电的补贴需求（风电装机100 GW，光伏装机35 GW，生物质发电装机13 GW，太阳能热发电1 GW）。从《可再生能源法》发布至今，可再生能源电价附加一共向上调整了4次（基本上每2年调整1次），可再生能源电价附加总额或总的补贴资金已超过1500亿元。

尽管可再生能源电价附加一再上调，但由于风力发电和光伏发电市场发展迅速，补贴资金仍入不敷出，补贴资金拖欠已成为制约可再生能源发展的主要障碍。

2015年12月27日，国家发改委发布《关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》（发改价格［2015］3105号）。通知明确指出，全国燃煤发电上网电价平均每kWh下调约3分，全国一般工商业销售电价平均每kWh下调约3分，大规模工业用电价格不作调整。同时，将居民生活和农业生产以外其他用电征收的可再生能源电价附加征收标准提高到1.9分/ kWh，自2016年1月1日起执行。此次电价附加仅增加了0.4分，而且仍然没有覆盖民用电和农业用电，因此增加的幅度有限，每年电价附加的征收额大约不超过700亿元。按照最新“十三五” 的规划设想，光伏发电到2020年的累计装机量要达到1.5亿kW，风力发电到2020年的累计装机量要达到2.0亿kW。2016～2020年平均每年补贴资金需求约1000亿元，其中光伏发电的补贴资金需求平均每年500亿元，按照目前可再生能源电价附加的征收水平，补贴资金远远不够。

2.2可再生能源专项资金

2009年的《可再生能源法修正案》规定了“可再生能源发展基金”包括国家财政年度安排的专项资金和依法征收的可再生能源电价附加收入。对于资金的使用，并未分开说明，笼统地表述为“可再生能源发展基金可用于可再生能源上网电价补贴及其他不能通过电价回收的费用，并用于支持可再生能源技术研究、标准制定和示范工程以及独立发电系统等。”实际执行的情况是，可再生能源电价附加专用于可再生能源的电价补贴和接网费用，并通过电网公司拨付；而可再生能源专项资金则由财政部直接掌握，用于采用可再生能源的无电地区电力建设和可再生能源示范工程，如2009～2014年实施的“光电建筑示范工程”和“金太阳示范工程”，以及2013～2015年的“无电地区电力建设三年行动计划”等，累计投入可再生能源专项资金约500亿元。

2015年4月2日，财政部发布了《可再生能源发展专项资金管理暂行办法的通知》（财建［2015］87号），明确指出，可再生能源发展专项资金是指通过中央财政预算安排，用于支持可再生能源和新能源开发利用的专项资金；而且规定了可再生能源发展专项资金重点支持范围：

1）可再生能源和新能源重点关键技术示范推广和产业化示范；

2）可再生能源和新能源规模化开发利用及能力建设；

3）可再生能源和新能源公共平台建设；

4）可再生能源、新能源等综合应用示范；

5）其他经国务院批准的有关事项。

也就是说，除了可再生能源电价附加之外，还有中央财政预算安排的可再生能源专项资金可用于可再生能源的开发利用，然而这项资金额度到底有多少、是否能够用于可再生能源电价补贴则并未明确。

3　光伏电价政策

我国光伏电价政策经过了一事一议的“审批电价”“特许权招标”电价，以及“固定上网电价”3个阶段。

2008年7月21日，国家发改委价格司批准上海崇明岛1 MW和内蒙古鄂尔多斯205 kW低倍聚光光伏电站的上网电价为4元/kWh，这是国内最早的光伏审批电价。

2009和2010年，发改委能源局主持完成2次光伏电站特许权招标。第1次是2009年敦煌10 MW光伏电站项目，最低报价为0.69元/ kWh（国投华靖与保定英利），中广核报价为1.0928元/kWh。确定中广核和国投华靖同时中标，中标价认定为1.0928元/kWh（含税），两家各完成1座10 MW光伏电站。2010年第2次特许权招标共有13座光伏电站，覆盖西部6省区，中标电价如表1所示。

表1　2010年我国光伏第2次特许权招标中标价一览表

自2011年开始，全国开始执行上网电价政策。

2011年7月24日，发改委价格司发布了全国统一的光伏上网电价，2011年年底之前完成的项目享受1.15元/kWh的光伏上网标杆电价；2011年年底之前未完成的项目享受的标杆电价为1.0元/kWh；全国统一执行，不分区域。

2009～2012年，我国的光伏补贴政策分为初投资补贴和上网电价补贴，上网电价补贴主要适用于地面安装的大型光伏电站，而初投资补贴则适用于“金太阳示范工程”和“光电建筑”等分布式光伏发电项目。

自2012年下半年开始，国家连续出台多项光伏发电激励政策，主要特点是制定光伏发展规划，提出大型地面电站和分布式光伏发电并重，明确分布式并网光伏发电上网管理办法，并从初投资补贴转为电价补贴。电价及主要配套政策如下：

1） 2012年7月7日国家能源局发布《太阳能发电发展“十二五”规划》（国能新能［2012］194号），明确了国家近、中期光伏发展目标，该目标目前调整为：2015年我国光伏累计装机35 GW，2020年100 GW；

2） 2012年10月26日，国家电网公司出台《分布式光伏发电并网方面相关意见和规定》（国家电网办［2012］1560号），为分布式光伏发电并网扫除了障碍，开启了快速通道；

3）国家能源局2013年8月9日发布《关于开展分布式光伏发电应用示范区建设的通知》（国能新能［2013］296号），共核准18个示范区，2013年实施容量749 MW，2015年规划容量1823 MW，标志着我国分布式光伏发电规模化推广正式启动；

4） 2013年7月24日，财政部发布《关于分布式光伏发电按照电量补贴政策等有关问题的通知》（财建［2013］390号），明确了光伏电价补贴的发放原则，解决了国家电价补贴拖欠的问题；

5） 2013年8月22日，国家能源局、国家开发银行联合发布《关于支持分布式光伏金融服务的意见》（国能新能［2013］312号），提出了支持光伏项目融资和建立融资平台的方案；

6） 2013年8月27日，国家发改委发布《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（发改价格［2013］1651号），出台了期盼已久的光伏分区上网电价政策和分布式光伏度电补贴标准；

7） 2013年8月29日，国家能源局发布《光伏电站项目管理暂行办法》（国能新能［2013］329号），明确了光伏电站项目备案程序和管理办法；

8） 2013年9月27日，财政部和国家税务总局联合发布《关于光伏发电增值税政策的通知》（财税［2013］66号），给予光伏系统卖电增值税即征即退50％的优惠；

9） 2013年11月18日，国家能源局发布《分布式光伏发电项目管理暂行办法》（国能新能［2013］433号），明确了分布式光伏发电项目的备案程序和管理办法；

10） 2013年11月19日，财政部发布《关于对分布式光伏发电自发自用电量免征政府性基金有关问题的通知》（财综［2013］103号），对分布式光伏自发自用电量免征可再生能源电价附加、国家重大水利工程建设基金、大中型水库移民后期扶持基金、农网还贷资金等4项政府性基金。

在这些政策中，最主要的是2013年8月27日出台的光伏发电分区电价和分布式光伏发电的补贴标准，如表2所示。

表2　2013年8月公布的分区光伏上网电价和分布式光伏度电补贴标准

光伏电价通知的要点如下：

1） 3个分区标杆电价（统购统销模式）分别为0.90、0.95、1.00元/kWh；

2）对于分布式光伏自用电和反送电量，均给予0.42元/kWh的补贴；

3）分布式光伏的反送电量由电网企业按照当地脱硫电价收购（0.35～0.45元/kWh）；

4）执行期原则上为20年；

5）国家根据光伏发电发展规模、发电成本变化等因素，逐步调减标杆电价和分布式光伏补贴标准。

以上标准从2014年1月1日开始执行。

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，对分区上网标杆电价作出了新的调整，自发自用、余电上网的分布式发电定额补贴的标准暂未下调。

4　我国“金太阳示范工程”和“光电建筑项目”的执行情况

我国建筑光伏市场的真正启动是从2009年开始。2009年3月23日，财政部和建设部联合发布《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》（财建［2009］129号），对于光伏建筑集成项目补助20元/W，对于光伏建筑附加项目补助15元/W。各地上报283项，批准111项，总核准功率为91 MW。

2009年7月16日，财政部、科技部和国家能源局联合发布《关于实施金太阳示范工程的通知》（财建［2009］397号），通过申报和评审，批准了275个项目，总核准功率达642 MW，计划在3年内完成，对于并网光伏发电给予50％的初投资补贴，离网系统给予70％的初投资补贴。2009年实际落实的项目为140个，总核准功率为340 MW。

自此，“光电建筑项目”和“金太阳示范工程”全面启动。截至2012年底，“光电建筑项目”和“金太阳示范工程”一共核准了5期，累计核准项目6.33 GW，具体核准情况及相应的补贴政策见表3。

表3　我国“光电建筑项目”和“金太阳示范工程”核准情况

“金太阳示范工程”和“光电建筑项目”都是采用初投资补贴的方式，补贴比例对于并网光伏系统约是项目初投资的50％，对于离网光伏项目为70％。由于初投资补贴政策有利于市场的快速启动，发达国家如德国、美国和日本，在光伏市场开发初期也是采用初投资补贴的办法。德国1991年实施的“1000屋顶计划”和1998年实施的“10万屋顶计划”都是采用的初投资补贴；美国加州的“Buy Down”政策也是初投资补贴政策，补贴比例约在50％；日本1995年实施“新阳光计划”，第一年的项目补贴初投资的50％，以后新上项目的补贴比例逐年递减10％，直到2005年才取消了初投资补贴。

“金太阳示范工程”和“光电建筑项目”的实际实施情况为：2011年以前具备中央财政拨付资金的项目为315个，设计装机容量为1267 MW，实际完成安装容量933 MW，完成率为73.64％。“光电建筑项目”补贴幅度高，大多数属于自建自用项目，因此完成率更高。2012年核准的2批（第4期和第5期）项目合计4764.2 MW，2013年底实施审查，根据初步了解，2012年核准的项目中约已有2.0 GW完成主体工程。截至2013年上半年，“金太阳示范工程”和“光电建筑项目”总装机已经完成约3.5 GW，估计到2013年底这两个项目的总装机将近5 GW。总补贴投资大约380亿元，其中“光电建筑项目”80亿元，“金太阳示范工程”300亿元。2014、2015年仍有部分项目处于收尾和清算中。

2009～2012年通过政策性补贴推动光伏发电技术应用所取得的成绩和经验有：

1）迅速启动了国内光伏市场。我国国内光伏市场在2009年以前发展缓慢，国内生产的90％以上的光伏组件出口国外；2009年以后，每年国内光伏市场的年增长率都超过100％，出口比例也由前几年的95％以上下降到2015年的64.8％。

表4　2007～2015年我国光伏组件产量、国内市场需求及出口比例一览表

2）促进了光伏发电建设成本的下降。随着国际/国内光伏市场和生产规模的扩大，配套产业的逐步完整，多晶硅材料的产量大幅提高和成本下降，使得光伏组件和光伏系统的价格迅速下降。根据2015年底对光伏组件生产企业的调查，我国光伏组件的制造成本约在0.40～0.42美元/ W，全部成本约在0.45美元/W，合理售价在0.55美元/W（约合人民币3.6元/W），合理的系统总投资在0.7万元/kW，在等效年利用小时数达到1100 h的地区，光伏电价低于1元/kWh（2008年7月国家发改委批复上海崇明岛1 MW并网光伏电站上网电价为4.0元/kWh）。与2007年相比，8年间光伏组件价格下降了90.0％，系统价格下降了88.3％，光伏电价下降了76.0％。

表5　2007～2012年我国光伏组件和并网光伏系统售价

3）分布式光伏发电的设计水平大幅提高。通过几年的实践，我国分布式光伏系统的设计水平大幅度提高，包括：资源评估和发电量预测，光伏建筑一体化设计，朝向、遮挡、散热等问题的解决方案，光伏方阵倾角、发电量、占地和抗风等因素的优化和协调，光伏系统与建筑的结合设计，建筑光伏的施工，电网接入系统的设计，分布式光伏的监控，建筑光伏的运行和维护等。在近几年的国内外学术会议上发表了数百篇论文，培育了一大批设计和工程建设人才，也涌现了一批专业化的光伏工程公司。

4）促进了一批技术标准和管理办法的出台。如《民用建筑太阳能光伏系统应用技术规程》（JGJ 203-2010）、《光伏建筑一体化系统运行与维护规范》（JGJ/T 264-2012）、《光伏与建筑一体化发电系统验收规范》（计划编号：20111728-T-424）、《光伏发电系统接入配电网技术规定》（GB/T 29319-2012）、《并网光伏发电系统工程验收

基本要求》（CGC/GF003.1-2009）、《国家电网公司关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》（国家电网办［2012］1560号）。

5）光伏建筑一体化在实践中取得了经验。光伏建筑一体化（BIPV，也叫光伏建筑集成）由于需要使用特殊制造的光伏建筑一体化建材型组件，价格昂贵，而且安装成本也非常高，在全世界都仅限于少量示范工程，无法得到推广。我国在推行“金太阳示范工程”和“光电建筑项目”的过程中，也建立了一些BIPV项目，虽然一些项目也采用昂贵的玻璃幕墙或采用双玻特殊组件的建筑顶篷，经济性也不好，但一些公司却开发出了创新性的BIPV项目。如浙江公元集团的嵌入式BIPV、山东烟台鼎城新能源公司的“密封槽连接，高平整度”BIPV，都属于采用普通光伏组件、成本低、密封性好（不采用易老化的密封条）、防水、可取代普通屋面的光伏屋面，既实现了光伏建筑一体化，又节省了建筑材料，还做到了低成本。

当然，早期采用的审批制下的初始投资补贴办法在实施过程中也暴露出一些弊端，如项目资源分配难以做到公平竞争，得到项目的单位自有资金配套动力不足，造成工期拖延、等待成本下降以减少自有投资现象出现，也有可能因此影响装机质量，对项目的管理、验收、补贴资金发放及清算造成较大困难。

（待续）

2015-05-05

王斯成，男，研究员、硕士，自1982年起从事光伏发电系统及平衡部件方面的研究开发。jikewsch@163.com