分布式光伏发电发展政策法律保障研究

刘 琳 马 超 黄书馨 李庆保

（1.丽水正好电力实业集团有限公司,浙江 丽水 323000；2.华北电力大学（保定）,河北 保定 071003）

分布式光伏发电因更接近电力负荷，可率先实现用户侧平价上网，具有广阔的发展前景。但当前我国分布式光伏发电仍面临着不少发展困境，其进一步健康发展需要政策法律加以保障。

1 分布式光伏发电发展仍面临不少困境

分布式光伏发展困境可以从宏观和微观两个角度来观察。

1.1 宏观的发展困境

1.1.1 科技附加值低，质量参差不齐

据国家能源局发布的统计数据，2023年上半年分布式光伏新增装机量为40.96 GW，同比增加108%。但是，产业规模的提升并未伴随科技附加值的增加，产品质量参差不齐是光电产业发展的一大短板，导致光伏发电产业出现“大而不强”的尴尬局面，核心设备仍需从国外引进。我国在多晶硅的提纯技术上缺乏自主研发能力，发电和并网所需要的储能技术、智控技术、智能调度技术、功率预测技术等仍不够成熟，在应用端也面临技术上的挑战。科技附加值低导致我国的光电产品缺乏自我更新能力、生产效率低、度电成本高、引发市场低价竞争。

1.1.2 依赖海外市场，国内市场未充分开拓

我国光伏产品外销具有较强的规模优势和价格优势。我国光电产业的原材料多来自国外，产品也主要销往国外，光电产业面临“两头在外”的尴尬境地[1]。这种经营模式使得我国光电产业对国外市场的依赖性过强，抗国际风险的能力弱。而由于国内市场对传统能源存在消费依赖，再加上分布式光伏发电成本高，造成我国分布式光伏发电产业发展内需动力不足。

1.1.3 现有商业模式仍不成熟

目前，分布式光伏发电产业主要包括合同能源管理等商业模式。目前的商业模式尚不成熟，有待完善。以合同能源管理模式为例，节能服务公司和用能单位经常对节能量产生争议，缺乏独立的评估机构来评估节能量。能源管理智能化程度有限，支持系统不成熟，且光电项目建设缺乏统一的智能化管理和运维平台，运维效率低[2]，各方主体的利益关系复杂，协调困难，易产生电费回收难的问题。

1.1.4 弃光限电仍时有发生

当前，发展分布式光伏发电虽可在一定程度上降低弃光率，但是我国光电资源区域分布不协调，再加上储能技术尚不成熟，特高压电网输配系统建设不完善，优先调度机制不完备，造成分布式光伏发电的消纳能力较弱。同时，分布式光伏发电大规模并网冲击供电稳定性，度电成本仍相对较高，导致分布式光伏发电的弃光限电问题仍在一些地区时有发生。

1.1.5 环境污染风险不可忽视

分布式光伏发电组件的生产和使用环节产生的环境污染当前仍难以避免。首先，我国多晶硅产量高，但生产工艺技术比较落后，会产生较为严重的浪费和污染问题。其次，分布式光伏发电面板的大面积铺设会产生光污染，而现行法律法规并未对光污染进行有效规制。最后，光电设备有一定的使用寿命周期，在使用寿命周期结束后，大量淘汰的光电设备将产生固体废弃物污染风险。

1.1.6 项目管理体制不健全

当前，分布式光伏发电项目尚未建立高效、系统的管理体制，项目相关参与方的信息不透明、不对称，运行监管机制缺乏。例如，由于交易信息的整合程度较低、交易规模大、市场主体分散，分布式光伏发电的结算周期长、结算困难[3]。

1.1.7 发电成本高

光电成本包括硬成本和软成本。分布式光伏发电硬成本主要指一些技术成本，涵盖光伏组件设备、逆变器、支架等材料的相关成本。软成本主要指分布式光伏发电的屋顶资源、安装、并网、交易、结算、运维、人力资源、技术研发等方面的支出[4]。分布式光伏发电的硬成本降低的空间有限，未来只能通过降低软成本来降低分布式光伏发电的总成本。

1.2 微观开发难题

1.2.1 前期融资困难，优质屋顶资源有限

分布式光伏发电项目投资金额大，投资的回收周期长，建设前期融资困难。同时，优质屋顶资源供给有限，以及受屋顶产权限制，分布式光伏发电“整县推进”策略实施受阻。

1.2.2 中期高效并网难，调控消纳难

分布式光伏发电大规模并网破坏电网系统供电的稳定性和安全性，增加电网电力的平衡压力和电压的控制难度。此外，并网服务程序较为烦琐，电力消纳市场机制不健全。

1.2.3 后期运维困难，效率低

分布式光伏发电属于新兴产业，运维人员缺乏维修经验，运维培训机制不完善，难以进行优质运维。分布式光伏电站的运营周期长，现行传统的运维管理体制难以适应分布式光伏发电运维。

2 分布式光伏发电政策法律供给与实施效果检视

2.1 政策法律供给情况回顾

“十一五”是我国可再生能源发展的立法推动时期。分布式光伏发电政策法律供给包括立法性文件和行政指导性文件。从这些文件可以看出，为了贯彻实施《可再生能源法》，这一时期中央有关部门出台了一些有关光电发展的电价、费用分摊、项目管理、电能全额收购等政策；并根据这一时期可再生能源发展的有关规划，实施了大型并网光伏示范电站等项目建设，有力地促进了光电产业的发展。2008年之后，太阳能产业投资过热，导致多晶硅产能过剩，中央部门及时出手进行控制。

“十二五”是我国光电发展的快速成长时期。在2012年国家能源局发布《太阳能发电发展“十二五” 规划》的基础上，以2013年出台的《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》为契机，我国光伏发电相关的配套规章（包括《分布式发电管理暂行办法》《光伏电站项目管理暂行办法》《分布式光伏发电项目管理暂行办法》《光伏发电运营监管暂行办法》）与政策文件（包括《关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》《国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》《国家发展改革委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》《财政部 国家税务总局关于光伏发电增值税政策的通知》）随后密集出台，为光电产业的快速发展加注了“催化剂”。而紧接着2014年，我国光电发展就出现了过热和投机势头，国家能源局连续出台政策文件对光电发展加以规范和引导。

“十三五”时期是我国光电发展的初步成熟时期。2016年国家能源局印发《太阳能发展“十三五”规划》，明确了该时期我国光电发展的重点任务及其保障措施。随后，国家发展改革委、财政部、国家能源局等部门围绕光伏电价、发展基金、全额保障性收购、辅助服务、消纳、增值税退税、绿证制度、自愿认购交易制度、光伏领跑者示范项目、市场环境监测评价机制、企业负担、补贴退坡、平价上网等光电发展的核心问题出台了一系列意见、通知，以实现有针对性的政策指导与供给。这一时期光电政策法律供给的主线是进一步促进光电发展，做大蛋糕，降低成本，但是同时要注意做好规划、引导、消纳、电网配套建设、规范、风险提示，适时降低甚至取消光伏补贴，将光伏企业推入电力市场参与竞争。

为持续推动光伏发电高质量发展，构建以新能源为主体的新型电力系统，落实碳达峰、碳中和目标，我国光电迎来发展初步成熟时期。2021年是“十四五”开局之年，这一年里，中共中央、国务院以及中央有关部门也相继出台《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》等关于“双碳”目标、新型电力系统方面的指导意见，为新能源中长期发展指明了方向。随后，《“十四五”可再生能源发展规划》《“十四五”能源领域科技创新规划》《电力安全生产“十四五”行动计划》《智能光伏产业创新发展行动计划（2021-2025年）》等有关光电发展的综合和专项规划先后密集出台，为“十四五”时期我国光电发展做好顶层设计。从现有的政策供给来看，针对构建新型电力系统为主攻方向。

2.2 政策法律实施效果检视

2.2.1 政策的实施效果和全面性有待提升

现行补贴政策，对分布式光伏发电产业的推动作用尚未完全发挥，需要优化以提升政策的实施效果。目前国内光电企业所享受的税收优惠主要是指增值税优惠，对投资和消费的补贴政策欠缺。研发补贴政策过少，目前的补贴政策推动光电产业生产规模迅速扩大，但是关键技术依赖国外，创新力度不大、成本未减。

2.2.2 政策的执行效率低

光电产业政策的连续性不足，政策执行不到位，实施效率低。政府各部门的行政行为衔接不畅，没有形成统一管理合力，政府对光电产业的宏观调控能力不足。光电项目开发中，职能部门、业主及政府三者之间的责任划分不够明确，关系协调不够合理[5]，致使业主在分布式光伏电站建设过程中，发生问题后政府和职能部门互相推卸责任，从而给业主带来经济损失。

2.2.3 法律制度不完善

政策虽灵活，但易变动，难以稳定光电项目的收益预期，对光电产业长远健康发展不利。分布式光伏发电个人用户同运营企业、设备供应企业、电网企业等相比处于弱势地位，其权利更容易被忽视和侵犯。现行法律制度中没有规定分布式光伏发电个人用户的权利与义务，个人用户与设备供应企业、电网企业间的法律关系需要进一步规范。同时，其他相关配套的法律制度层级不高，刚性不足，也需要完善。

3 保障分布式光伏发电进一步健康发展的政策建议

3.1 扩大国内市场，以国内循环为主，平衡国内国际双循环

党的十九届五中全会提出，要加快构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局。发展分布式光伏发电应坚持以国内大循环为主体。当前，政府应发挥引导和监督的作用，扩大国内市场，消化过剩产能，提升分布式光伏发电交易市场化水平；提高准入门槛，避免无序竞争，使产业发展规范化。因此，政府应起好带头作用，在政府办公楼以及公共场所使用分布式光伏系统[6]，鼓励居民开展分布式光伏发电自用项目，提高并网收购价格。以技术优势赋能分布式光伏发电产业在国内的发展，激发国内市场活力。政府还应推动企业同国际同行进行技术合作，加大对海外投资的信贷支持力度，鼓励企业进行海外并购并积极转向亚洲、非洲、拉美等地区的新兴光伏国家开拓潜在的国际市场，充分利用国际市场促进国内分布式光伏发电的迭代升级。同时，规范出口竞争秩序，拓展光伏产品国际市场，妥善化解国际贸易纠纷。

3.2 鼓励科技研发，提升产业竞争力

政府应及时出台支持分布式光伏发电关键技术研发的政策，促进我国分布式光伏发电产业竞争软实力的提升。重点研发分布式储能技术，研究先进的储能设备并加以推广和应用是我国发展分布式光伏发电的战略性技术需求[7]；推动微电网与虚拟电厂技术的研发与应用，构建城镇智能配电系统，逐步解决传统电力系统与分布式光伏发电之间的输配电矛盾。

3.3 完善商业模式，降低商业风险

通过完善交易框架内的细节规则来解决合同能源管理模式存在的电费回收难的问题。例如，分布式光伏发电开发商和屋顶业主可以能源管理合同增加补充条款，为开发商增加法律授权，允许开发商在项目运营后调整合同条款。如果屋顶业主经常拖欠电费，开发商可以将项目模式从“自发自用，余电上网”转变为“全额上网”[8]。政府应鼓励分布式光伏发电加快与互联网的深度融合，挖掘用户需求，创新使用模式，拓展个性化定制，完善用户体验，开发适应新型消费需求的光伏云产品，拓展“光伏+”的应用领域，以解决合同能源管理模式支持系统不成熟以及商业模式单一、运行效率低等问题。

3.4 完善投融资政策支持体系，解决融资难题

政府应注重财政、税收、金融政策协同，增强政策手段之间的协调性，将财政、税收、金融政策三者结合起来，共融共促，互为补充，构建分布式光伏发电协调发展的政策支持体系，加强政策的执行、评估和监督体系建设，确保政策实施落到实处，使财税金融政策的协同效应最大化。拓宽融资渠道，政府鼓励相关企业探索以项目售电收费权和项目资产为质押的贷款机制，推广分布式光伏发电融资租赁，研究发行绿色债券并建立绿色债券的担保基金，建立区域性光电产业发展基金，推进分布式光伏发电项目资产证券化。同时，完善征信体系并加强授信管理，以改善分布式光伏发电企业外部融资环境。

3.5 优化并网服务，加强并网监管

政府应不断简化分布式光伏发电项目的并网程序，出台光伏并网电站等技术标准规范和实施手册，针对并网备案难、房产证难以办理等历史性问题，政府可以考虑放宽并网条件[9]。此外，还应建立分布式光伏发电消纳能力评估机制，引导分布式光伏发电与配电网协调有序发展；并加强网络安全防护体系建设，保障分布式光伏发电信息安全可靠接入。

3.6 开发并管理好优质屋顶资源，促进分布式光伏发电项目落地

政府通过宣传推广、政策激励等方式提高屋顶业主开展分布式光伏发电项目的积极性，分布式光伏发电项目开发商应针对不同的屋顶类型设置有针对性的方案。政府还应筛查行政区划内的优质屋顶，建立屋顶资源数据库，提高分布式光伏发电项目的决策效率，构建“互联网+光伏”在线交易平台。

3.7 各方多措并举，提升消纳能力

政府和电力企业应加快实施清洁能源供暖、电能替代、发挥需求响应资源优势等，增加分布式光伏发电就近消纳电量[10]。电网企业应加强落实可再生能源全额保障性收购制度，对最低保障性收购小时数以外的电量，积极开展各种形式的市场交易；探索跨区域的电力消纳和净电计量，构建电量直接交易的市场交易体制；提升分布式光伏输电能力和比重，优化电力系统调度运行。光电企业应加强储能技术研发，提升光伏发电自发自用比例。

3.8 搭建智能运维系统，提升运维管理效率

借助信息化智能手段推进分布式光伏智能化集成和运维，提升运维监管效率[11]。建立运维责任制度，管理人员定期巡检，运维人员统一管理。提升运维人员的专业能力，加强业务培训，探索先进的运维方式。

3.9 降低非技术成本，提高光电产业市场竞争力

光电非技术成本主要包括初始投资、土地租金和税费、电网接入费用、人力成本、交易成本、前期开发费用以及融资成本等。光电企业要不断降低交易成本，有效利用资源，使交易产生合作剩余。光电企业还应强化创新驱动，突破非技术成本制约[12]；光电企业与电网企业应合理部署并网光伏发电项目，在考虑电网消纳和送出基础上有序推进光电项目开发；政府明确光伏用地性质，统一制定土地的税费标准，下调分布式光伏发电增值税税率。

3.10 优化管理政策，完善体制机制

政府应出台相关政策引导分布式光伏发电有序发展，加强规划、建设、运行等环节的管理，优化管理体制；制定科学的分布式光伏发电行业规章制度；简化分布式发电项目审批程序，构建分布式光伏发电建设全流程监管体制。明晰各执行机构的职能，加强各部门的沟通协作。制定行之有效的政策监督机制，以监督体系与追责机制相结合，纠正执行偏差，各地建立光电产业政策执行的监督机构，设定处罚机制，完善监督体系。

4 完善分布式光伏发电发展的法律保障建议

4.1 完善全额保障性收购制度

虽然《可再生能源法》对全额保障性收购制度作出规定，但实施效果仍达不到预期。政府应针对“供电安全”，出台规定详细列举收购分布式光伏发电量达到何种程度属于危及“供电安全”；为保障分布式光伏发电的应收尽收，可考虑将“电网覆盖范围”的限定取消；明确电网企业完成收购义务的具体标准；明确电网企业未履行收购义务应承担的相关责任。此外，还应建立财税制度补偿电网企业支出的接网费用，降低电网建设费用，提高电网企业投资建设分布式光伏发电、收购分布式光伏发电量的积极性。

4.2 完善消纳责任权重制度

政府应优化权重分配方案，细化消纳权重指标，明确消纳实施路径；明确电网企业在未履行可再生能源消纳义务时应当承担的行政责任和民事责任。此外，应完善对超额消纳量的规制。

4.3 完善绿色电力证书交易制度

政府应将对现行绿色电力证书价格进行调整，将绿色电力证书价格与补贴强度脱钩，统一绿色电力证书价格体系，让市场供需关系决定其价格。

4.4 完善需求响应和电能替代制度

政府应明确需求侧响应的主体和责任；明确需求侧响应电价和激励机制；完善对需求响应各主体落实情况的考核。在完善电能替代制度方面，政府应健全相关价格补贴制度；加大环境监管力度促进用户电能替代，即通过提高环境成本促进用户进行电能替代；降低电能替代的准入门槛，让更多电能替代项目满足应用要求。

4.5 完善电价和补贴制度

政府应完善分布式光伏发电无补贴平价上网制度；将分布式光伏发电上网电价与煤电价格脱钩。

4.6 健全信息公开与公众参与制度

一方面，政府应明确分布式光伏发电信息披露范围；规范信息披露和公开方式；强化对信息披露与公开的监管，明确政府监管机构职能、建立监管有效性评估体系；完善处罚以及争议处理机制。另一方面，政府应鼓励分布式光伏发电发展中的公众参与，完善公众举报制度；完善涉及民众利益的分布式光伏发电发展重大决策的听证制度[13]。

4.7 完善其他制度与规定

政府还需要完善碳交易制度、并网制度、辅助服务参与制度等；完善分布式光伏发电主体相关权利与义务的规定，并强化其刚性，切实保障分布式光伏发电用户和供应商的合法权益。