我國光伏政策的回顧和展望(下)

國家發改委能源研究所　■ 王斯成中國可再生能源學會　■ 吳達成

我國光伏政策的回顧和展望(下)

國家發改委能源研究所■ 王斯成*
中國可再生能源學會■ 吳達成

5　分布式光伏的政策演變

2013年的電價政策本意是希望優先發展東部地區的分布式光伏。能源局給出的分布式光伏定義是：接入35 kV及以下電壓等級電網，且單個系統裝機容量小于2 MW的光伏系統。因此，對于那些接入35 kV或10 kV公共配電網的系統，即使所發電量全部賣給電網，也只能享受每kWh脫硫標桿電價+0.42元的電價(約只有0.7 ～0.8元/kWh)。除此之外，還有其他執行中的障礙：

1)大部分建筑光伏項目收益低——60％以上的建筑屬于低電價(住宅)建筑；

2)存在建筑不好選的問題，如高電價建筑有限，需建筑業主配合，便于安裝且無建筑安全隱患的建筑很難找；

3)對于第三方開發的“自發自用”項目，開發商必須通過合同能源管理方式向建筑業主收取電費，存在交易風險的問題；

4)未解決負荷長期穩定性和自用電比例的問題；

5)由于項目的現金流不像大型光伏電站那樣清晰，所以存在融資難的問題；

6)依然存在項目備案和并網難的問題；

7)對于避免向建筑業主收取電費，并避免自用電現金流不清晰的問題，很多項目希望將光伏電量全部賣給電網，但存在“脫硫標桿電價+0.42元/kWh”收益太低的問題。

為了促進分布式光伏市場的擴大，能源局曾經大力提倡“嘉興模式”，并在浙江嘉興市召開現場會，希望“嘉興模式”能夠在浙江其他地區和東部各省推廣?！凹闻d模式”的主要特點如下：

1)統一規劃布局，“集中連片、多樣多元”原則確定空間布局，全面推進示范應用；

2)統一屋頂資源，政府引導協調，統一屋頂租賃和電價優惠及合同能源管理政策標準；

3)統一項目服務，確保項目規范建設、加快建設；

4)統一運營維護，成立專業運維公司負責園區內所有分布式光伏電站的電費結算、運營維護等后續服務工作；

5)省市地方補貼：浙江省補貼20年，前3年按0.3元/kWh，后17年按0.1元/ kWh；嘉興市補貼標準為0.1元/ kWh；嘉興光伏高新區則是按裝機容量給予1元/W的一次性補貼。

“嘉興模式”解決了如下問題：開發區代開發商向建筑業主收費，避免了交易風險，統一了屋頂租賃費標準，解決了建筑業主漫天要價的問題；地方補貼解決了建筑光伏收益率低的問題；一站式統一辦理項目備案和并網審批，解決了并網和備案難的問題。

但“嘉興模式”仍然沒有解決自發自用項目負荷長期穩定性和自用電比例的問題。而且浙江其他地區和其他省區的開發區是否都能做到如此周全的服務？是否其他省區也都有地方補貼？因此，“嘉興模式”并沒有在全國有效地推廣。

面對分布式光伏發電推進難的局面，國家能源局在2014年9月2日又發布了《關于進一步落實分布式光伏發電有關政策的通知》(國能綜新能[2014] 406號)，文件要點如下：

1)開發商可自由選取“全部賣給電網，享受分區標桿電價”模式，或者“自發自用，余電上網”；避免了交易風險，不存在負荷不穩定和自用電比例的問題。而且，“自發自用”項目在執行期間用電量明顯減少或建筑業主變更，還可變更為“標桿電價”模式，全部賣給電網。給分布式光伏項目充分的靈活性。

2)規范了合同能源管理。

3)可因地制宜地利用廢棄土地、荒山荒坡、農業大棚、灘涂、魚塘、湖泊等建設就地消納的分布式光伏電站。

4)允許分布式光伏發電項目向同一變電臺區電力用戶直接售電，電價由供用電雙方協商，電網企業負責輸電和電費結算。

5)對于“自發自用”和示范區內光伏項目配額指標不受限制。

6)簡化電網接入和項目備案。

7)融資問題：探索售電收費權和項目資產抵押貸款。

2015年3月16日，國家能源局發布《關于下達2015年光伏發電建設實施方案的通知》(國能新能[2015]73號)進一步明確了“屋頂分布式光伏和自發自用項目不受配額限制，不限制建設規模，隨時備案、并網”，并強調“鼓勵結合生態治理、設施農業、漁業養殖、扶貧開發等合理配置項目，優先安排電網接入和市場消納條件好、近期具備開工條件的項目”。

至此，分布式光伏發電從政策層面來看已經比較完整，不但給予了一定的靈活性，而且補貼優先到位，為分布式光伏的市場推廣奠定了政策基礎。

6　政府專項光伏計劃

表6　光伏市場準入標準和“領跑者計劃”技術指標

6.1“領跑者計劃”

未來政策將向技術領先的創新產品和可實現高比例可再生能源的高端技術傾斜。

2015年1月29日，國家能源局發布《關于發揮市場作用促進光伏技術進步和產業升級的意見(征求意見稿)》(國能綜新能[2015]51號)，提出了“領跑者計劃”的概念。繼而在2015年6月1日，國家能源局聯合工業和信息化部和國家認監委共同發布《關于促進先進光伏技術產品應用和產業升級的意見》(國能新能[2015]194 號)，提出了光伏市場準入基本要求和“領跑者計劃”技術指標。

2015年8月，國家能源局批準大同市建立“采煤深陷區國家先進技術光伏示范基地”，額外批準1 GW光伏電站配額，限定符合“領跑者計劃”的產品入區，以促進光伏先進技術應用示范。

6.2微電網示范工程

2015年7月13日，國家能源局發布《國家能源局關于推進新能源微電網示范項目建設的指導意見》(國能新能[2015]265號)，計劃在今后3～5年內在全國建設30～50個微電網工程示范(包括離網微電網和聯網微電網)。新能源微電網示范項目建設的目的是探索建立容納高比例波動性可再生能源電力的發輸(配)儲用一體化的局域電力系統，探索電力能源服務的新型商業運營模式和新業態，推動更加具有活力的電力市場化創新發展，形成完善的新能源微電網技術體系和管理體制。

2015年8月，部分省區已上報了一批微電網示范項目申請，但至今尚未獲得國家能源局的批準。

6.3光伏扶貧計劃

2014年10月11日，國家能源局、國務院扶貧辦聯合發出《關于印發實施光伏扶貧工程工作方案的通知》，決定在寧夏、安徽、山西、河北、甘肅、青海6省30個縣開展首批光伏扶貧試點。2015年3月9日，國家能源局向河北、山西、內蒙古、安徽、云南、甘肅、青海、寧夏和新疆等9個省區轉發了由水電水利規劃設計總院編制的《光伏扶貧試點實施方案編制大綱(征求意見稿》，計劃在上述省區開展光伏扶貧工程試點。扶貧原則如下：

1)精準調查落實到貧困戶；

2)可采用戶用、農業設施和荒山、荒坡地面電站方式建設；

3)所有項目均為并網發電項目，享受現行的光伏電價政策；

4)戶用和農業設施項目初投資的70％由政府補貼(中央35％，地方35％)，其余30％由貧困戶或項目企業向銀行貸款，全部貼息，還貸期5年；大型地面電站項目初投資的40％由政府補貼(中央20％，地方20％)，20％由項目企業墊資，剩余40％由項目企業向銀行貸款，全部貼息，還貸期10年；

5)保障貧困戶年度可支配收入不低于3000 元/戶，持續獲益20年。

這一政策公布后，被普遍認為是扶貧模式的創新，在利用公共資金解決了貧困戶收入來源的同時，還發展了清潔能源。亞洲開發銀行(ADB)還曾專門組團到安徽省參觀考察，計劃向其他發展我國家推廣。

2015年12月24日，國家能源局下發《國家能源局關于加快貧困地區能源開發建設推進脫貧攻堅的實施意見》(國能規劃[2015]452號)，以正式文件明確了“十三五”扶貧攻堅的任務?！兑庖姟窂娬{：

1)擴大光伏扶貧實施范圍。在現有試點工作的基礎上，繼續擴大光伏扶貧的范圍。在光照條件良好(年均利用小時數大于1100 h)的15個省(區)451個貧困縣的3.57萬個建檔立卡貧困村范圍內開展光伏扶貧工作。

2)到2020年，實現200萬建檔立卡貧困戶戶均增收3000元以上的目標，貧困戶受益20年。

2016年3月23日，國家發改委、能源局、國務院扶貧辦、國開行和我國農業發展銀行(三部委、二銀行)聯合發布《關于實施光伏發電扶貧工作的意見》(發改能源[2016]621號)，進一步明確了光伏發電扶貧的建設規模、收益水平、資金籌措、項目管理、政策保障等。

《關于實施光伏發電扶貧工作的意見》(發改能源[2016]621號）提出兩種光伏扶貧投資模式。一種為：對于村級光伏電站和戶用系統，由政府負責籌資，每個貧困戶規模約為5 kW，每年每戶收益3000元；建設地點僅限于貧困戶屋頂和村子附近的地面。另一種為：采取集中式光伏電站方式，商業化運營，每個貧困戶規模約為25 kW，從收益中每年拿出3000元給對應貧困戶。這種模式雖然沒有政府補貼，但可以享受補貼資金及時到位、優惠貸款、土地優惠，并且建設地點不受限制。

1）對于政府籌資的村級電站和戶用系統，文件還是按照“初投資補貼”和招標選取運維公司的模式。但如果采用初投資補貼，則系統質量難以保證，又會重蹈“金太陽”覆轍。最好的辦法是采用電價補貼，比如，5 kW初投資約4萬元，一年發電5000 kWh，收入約5000元，由開發商投資建設，政府對每度電補貼0.8元/kWh，每年補貼5000 kWh，補貼資金需求4000元，開發商在正常收入5000元外，從電價補貼中拿出3000元給貧困戶，還能從補貼中多收入1000元，一定會有積極性。若政府將4萬元初投資補貼分10年按照電價補貼下發，10年內產權仍屬于開發商(文件規定產權屬于貧困戶，這是很不正確的)，10年內開發商凈收入6萬元，已足有50％的盈利； 10年后移交給貧困戶繼續受益。 如此一來，就不會有質量隱患，也不必招標運維公司，10年內有開發商運維，10年后貧困戶可從每年5000元收入中拿出部分資金聘請運維人員。

2）對于商業化運營的光伏扶貧項目，從2.5萬元收益中拿出3000元，需要擠出12％，企業的壓力其實比較大。如果能把規模擴大，比如每戶50 kW，每年收益5萬元的話，拿出3000元給貧困戶，只占收益5％～6％，開發商的壓力會減小很多，積極性會更高。

7　未來光伏支持政策走向

7.1光伏電價下調并引入競爭機制

2015年12月22日，發改委價格司發布了《關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知》(發改價格[2015]3044號)，公布了2016年的光伏上網電價，按照3類資源區分別下調了0.1 元/kWh、0.07元/kWh和0.02元/kWh，分布式光伏0.42元/kWh的補貼不調整。

這次光伏電價調整的政策導向非常明顯，拉大了各資源區補貼標準之間的差距，即相對抑制我國西部大型光伏電站的快速擴張，重點鼓勵東、中部地區分布式光伏市場的擴大。

在光伏補貼將持續下降、“平價上網”指日可待的形勢下，光伏發電競價上網的政策導向也已經出臺。2015年12月20日，國家能源局下發《關于完善太陽能發電規模管理和實行競爭方式配置項目的指導意見(征求意見稿)》，要點如下：

1)除分布式光伏外，光伏電站項目原則上全部采用競爭方式獲得項目資源。各省需要通過競爭方式選擇項目投資主體，已經確定項目主體的，需要通過競爭方式確定新增項目規模。

2)各省區必須制定光伏發電項目競爭性配置辦法，對于沒有制定競爭性配置辦法的省區，國家能源局將不予下達年度光伏發電新增建設規模。

3)上網電價必須作為最重要的競爭條件之一，權重不得低于20％。這個條件避免了2015年各地競價上網時，競價讓出的利益空間全部留在了地方，并未通過競價節省國家的補貼資金。

4)禁止地方保護和不正當收費，不得將“采用本地產品和建設配套產能”作為競爭條件，體現了競爭的公平性并保護了投資者的利益。

7.2解決與火電爭市場和棄光問題

2014年全國煤電新增裝機40 GW，超過了光伏和風電裝機的總和，預計到2015年底，火電裝機規模將達到9.6億kW以上，若按火電正常利用小時5000～5500 h測算，火電已存在9600萬～1.7億kW的裝機閑置，按照3800元/ kW造價計算，形成了3600～6500億元的投資浪費，尚不包括配套電網投資。根據全國能源會議，2015年全年全社會用電量約5.55萬億kWh，同比增速0.6％，創1974年以來年度最低水平。一方面是煤電的快速增長、產能過剩；另一方面是電力負荷的零增長，煤電的產能過剩直接導致越來越嚴重的“棄光限電”，煤電與可再生能源爭奪市場的矛盾日益突出。

為了防止地方政府盲目發展火電，2015年 11月26日，國家能源局官方網站發布了《國家發展改革委國家能源局關于做好電力項目核準權限下放后規劃建設有關工作的通知》，特別指出，要確保電力項目(本通知指火電、電網項目)核準權限下放后“權力與責任同步下放、調控與監管同步強化”；明確了規劃引導項目建設的思路，積極建立相應的調控機制，宏觀調控燃煤電站的項目建設，從而有序引導火電行業的健康發展，避免因火電項目審批權下放導致的火電裝機過剩和投資浪費問題。

2016年3月24日，國家發改委發布了《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》(以下簡稱《辦法》)，要點如下：

表7　全國光伏發電標桿上網電價表（含稅）

1)確定保障性年利用小時數。《辦法》對可再生能源發電全額保障性收購工作中，所涉及的責任主體進行了安排。其中，國家能源主管部門會同價格主管部門和經濟運行主管部門核定各類可再生能源并網發電項目保障性收購年利用小時數，并監管落實情況，電網具體落實保障性電量收購及結算工作。

2)光伏電量享有優先發電權。《辦法》規定，可再生能源并網發電項目年發電量分為保障性收購電量部分和市場交易電量部分，兩部分電量均享有優先發電權：“保障性收購電量部分通過優先安排年度發電計劃、與電網公司簽訂優先發電合同保障全額收購”；“市場交易電量部分由可再生能源企業通過參與市場競爭方式獲得發電合同，并通過優先調度執行發電合同”。

這一規定既可保障可再生能源項目的基本收益，還能充分發揮可再生能源電力邊際成本較低的優勢，使其通過市場競爭的方式落實優先發電權。

3)補償機制。《辦法》要求“保障性收購電量范圍內，因電網調度安排導致的可再生能源并網發電項目限發電量視為可再生能源優先發電權或優先發電合同自動轉讓至系統內優先級較低的其他機組，由相應機組承擔對可再生能源并網發電項目的補償費用”；又規定“因可再生能源并網線路故障、非計劃檢修導致的可再生能源并網發電項目限發電量由電網企業承擔補償”。

4)防止以“電網安全”為由棄光?！氨Ｕ闲匀~收購”是我國《可再生能源法》2009年修訂版中提出的，“保障性”是指在保證電網安全的前提下全額收購可再生能源發電量，并要求“發電企業有義務配合電網企業保障電網安全”。為了防止電網企業以“電網安全”為由棄光，《辦法》規定，“對于可再生能源并網發電項目限發電量及補償費用分攤存在異議的，應提交國務院能源主管部門派出機構協調”；并且要求“對于發生限制可再生能源發電的情況，電網企業應及時分析原因，并保留相關運行數據，以備監管機構檢查”。有了這樣的規定，電網是否安全并不是由電網企業說了算，而是依據運行數據和調度數據。

為了解決日益嚴重的“棄風”“棄光”問題，2015年10月8日，發改委辦公廳對棄風、棄光嚴重的新疆自治區和甘肅省發布《關于開展可再生能源就近消納試點的通知》(發改辦運行[2015]2554號)。通知強調“大膽創新”“大膽探索”，除了加強輸電通道和配電網建設，還提出積極承接東部產業轉移，鼓勵可再生能源發電企業參與直接交易，鼓勵可再生能源供熱以及實施電能替代等就地消納模式。

7.3電力體制改革

2015年3月15日，國務院發布《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發[2015]9 號)，吹響了電力體制改革的進軍號；2015年11 月26日，國家發改委和能源局聯合發布《關于印發電力體制改革配套文件的通知》(發改經體[2015]2752號)，共發布了6個配套文件：《關于推進輸配電價改革的實施意見》《關于推進電力市場建設的實施意見》《關于電力交易機構組建和規范運行的實施意見》《關于有序放開發用電計劃的實施意見》《關于推進售電側改革的實施意見》《關于加強和規范燃煤自備電廠監督管理的指導意見》。

電力體制改革的核心是通過市場和競爭建立健康、具有活力和可持續的電力市場，電力體制改革將分步實施。

第一階段：建立區域統一的電能交易平臺，開展部分電量競爭，開展大用戶直購電試點，初步建立輸配電電價體系。

第二階段：逐步增加參與競爭的發電集團的范圍，增加競爭電量的比例，增加電能交易品種，開展大用戶，獨立配售電企業與發電企業的雙邊交易，開展輔助服務和輸電權交易，完善電價形成機制，健全輸配電電價體系；建立統一運作的區域電力市場。

第三階段：在售電環節引入競爭機制，所有具備條件的發電企業和用戶直接參與市場競爭，開展電能金融合同交易，形成政府監管下的統一、開放、競爭，有序的區域電力市場。

預計2016年，我國的電力體制改革將如火如荼地展開，這必將為光伏發電何風力發電等可再生能源提供新的活力和驅動力。

7.4“十三五”光伏規劃政策導向

2015年底，網上傳出國家能源局《太陽能利用“十三五”發展規劃征求意見稿》，具體內容如下：

“十三五”規劃太陽能光伏電站累計裝機量應達150 GW，包括70 GW分布式及80 GW集中式電站；按照區域分布：西部地區占太陽能發電裝機量35％，其他65％則分布在中、東部地區。另外還有10 GW的太陽能光熱電站，太陽能利用總量將達160 GW。

若目標達成，則到2020年年底時，太陽能發電裝機規模將在全國電力結構中占比7％，在新增電力裝機結構中占比15％，在全國發電量結構中占比2.5％。而在整體太陽能裝機量中，光伏發電占94％、太陽能光熱占6％。

“十三五”期間，光伏扶貧成為亮點?！笆濉惫夥鲐毧傄幠?5 GW，平均每年3 GW，光伏扶貧工程占全國光伏新增裝機的20％，覆蓋已經建檔立卡的300萬貧困戶，保證每年戶均收入不少于3000元；約5 GW分布式，10 GW地面電站。

“十三五”期間的政策導向十分明確，在完成2020年總裝機目標150 GW的前提下，要大力發展分布式光伏發電。截至2014年底，我國的分布式裝機總量僅占累計裝機的16.5％，大型光伏電站的比例高達82.4％；到2015年底，分布式光伏的比例將達到約22％，大型光伏電站的占比將下降到約77％。然而，“十三五”期間要想將分布式光伏的比例從22％提高到65％，仍然是十分艱巨的挑戰。

7.5非水可再生能源配額制

2016年2月29日，國家能源局發布《關于建立可再生能源開發利用目標引導制度的指導意見》(國能新能[2016]54號)，其實就是“非水可再生能源配額制”，主要內容強調：

1)為了實現2020年、2030年非化石能源占一次能源消費比重分別達到15％、20％的能源發展戰略目標；

2)為了實現2020年非化石能源占一次能源消費總量比重達到15％的要求，2020年，除專門的非化石能源生產企業外，各發電企業非水電可再生能源發電量應達到全部發電量的9％以上；

3)對本行政區域各級電網企業和其他供電主體(含售電企業以及直供電發電企業)的供電量(售電量)規定非水電可再生能源電量最低比重指標；

4)可再生能源電力綠色證書是各供(售)電企業完成非水電可再生能源發電比重指標情況的核算憑證。

2020年各省(自治區、直轄市)行政區域全社會用電量中非水電可再生能源電力消納量比重指標如表8所示。

表8　非水電可再生能源電力消納量比重指標

這一政策不但能夠為可再生能源釋放足夠的市場空間，而且能夠有效抑制盲目向我國西部發展的傾向，有利于東部省區加大開發分布式可再生能源和分布式光伏的力度。

7.6防止“倒賣路條”節約國家補貼資金

2015年12月20日國家能源局發布《關于完善太陽能發電規模管理和實行競爭方式配置項目的指導意見(征求意見稿)》主要內容如下：

1)屋頂分布式光伏和自發自用項目，不受年度規模限制；

2)集中式光伏電站和分布式光伏電站納入年度規模管理；

3)年度指標下達1個月內，采取公開評選、招標等競爭方式分配指標；

4)光伏電站全部采用競爭方式配置指標；

5)競爭性配置辦法由省能源主管部門制定，沒有制定頒發的，不配法年度指標；

6)上網電價的權重至少達到20％。

這一政策的主要目的是通過競爭降低電價，以節省國家補貼資金；另外，通過公開競爭配置資源也可有效避免暗箱操作和倒賣路條的現象。