发改委酝酿光伏电价系列新政

　　“我国光伏行业拥有全球第一的完整的制造产业，以及全球最大的应用市场，面临着独一无二的发展机遇。同时，面临的挑战是需要创新驱动、产业升级、降低成本，实现大规模应用。”在4月26日举行的2016中国光伏领袖高峰论坛上，国家能源局新能源司副司长梁志鹏在致辞时表示，应从技术、应用、投融资、市场以及政策管理五方面创新，以此实现光伏产业的转型升级。

　　在政策管理创新方面，梁志鹏表示，希望在政策和管理方面的创新措施能够为光伏提供一个更好的发展途径。

　　伴随光伏产业高速发展的同时，也出现了弃光现象严重、补贴资金缺口加大等突出问题。记者了解到，受多种因素影响，“三北”地区光伏发电项目限电情况严重，对项目收益影响较大。2015年全国弃光率达到11%，其中甘肃弃光31%，新疆弃光26%。

　　“弃光与电力运行机制相关，受各种利益关系的影响，可再生能源优先发电的政策难以全面落实。”国家发改委价格司电价处负责人侯守礼在上述论坛上说。

　　此外，光伏补贴资金缺口加大。由于可再生能源项目补贴期限一般为20年，项目规模每年又在快速增长，可再生能源基金收入远跟不上补贴资金需求，补贴资金缺口将越来越大。

　　侯守礼表示，“自光伏产业发展初期开始，我们积极研究制定了一系列光伏发电价格政策。”

　　记者在上述会议上了解到，根据定价机制不同，光伏发电价格政策大致可分为三个阶段：第一阶段是单独定价机制，光伏发电产业发展初期主要依据合理成本加合理利润的原则定价；第二阶段是统一标杆电价政策，2011年国家发改委出台《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》，制定全国统一的太阳能发电标杆上网电价；第三阶段是分资源区标杆电价政策。2013年，国家发改委印发《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，将全国各地根据太阳能资源条件和建设成本区分为三类太阳能资源区，相应实行不同的光伏电站标杆电价，明确光伏标杆电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过可再生能源发展基金予以补贴；对分布式光伏发电实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元，通过可再生能源发展基金予以支付；其中，分布式光伏发电系统自用有余上网的电量，由电网企业按照当地燃煤机组标杆上网电价收购。

　　为合理引导新能源投资，提高国家可再生能源电价附加资金补贴效率，2015年底，国家发改委出台了《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》，调整后光伏电站标杆上网电价分别为每千瓦时0.8元、0.88元和0.98元。分布式发电项目备案时可灵活选择“自发自用、余电上网”及“全额上网”两种模式，“自发自用、余电上网”也可根据实际情况申请模式变更，分布式发电价格政策更加灵活。

　　“为弥补补贴资金缺口，2008年以来，我们利用电价调整时机，分四次将可再生能源电价附加征收标准由每千瓦时0.2分提高至1.5分。经国务院批准，2015年底利用煤电上网电价0.5分降价空间，将附加征收标准由每千瓦时1.5分提高至1.9分，2016年后可再生能源基金年收入可达650亿元。”侯守礼说。

　　“我们正在大力推进电力价格改革，根据‘管住中间，放开两头’的体制架构，促进市场主体多元化竞争。把输配电价与发售电价在形成机制上分开，单独核定输配电价，分步实现公益性以外的发售电价由市场形成，使电力价格更好反映市场需求和成本变化。”侯守礼补充说。

　　光伏发电作为新能源发电类型，一方面需要政府继续扶持，鼓励发展；另一方面，从长远的角度来看，也必将走向市场，参与市场竞价。

　　“目前，以标杆上网电价、燃煤机组标杆电价间差价进行补贴的光伏发电补贴机制，存在与电力市场化改革难以衔接的实际问题。”侯守礼补充说，“结合当前光伏产业发展情况，针对光伏发电价格机制以及发展过程中存在的突出问题，我们作了以下几点考虑：一是改革光伏发电价格形成机制。为进一步扩大市场对资源配置的决定性作用，研究逐步将直接制定分资源区标杆电价水平转为制定价格形成规则，即上网标杆电价由当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘）或市场交易价格，与定额补贴两部分组成，将现有差价补贴向定额补贴转变，同时鼓励项目参与市场竞价，强化市场竞争在发电价格形成中的重要作用；二是完善补贴标准，建立补贴逐步下调机制。考虑价格政策衔接、项目建设时期不同等实际因素，初步考虑制定差异化光伏发电补贴标准，并伴随产业技术进步，逐步下调光伏发电补贴水平，直至取消补贴；三是配合做好可再生能源配额交易机制研究；四是研究促进可再生能源就近消纳、储能发展的价格政策，促进可再生能源健康可持续发展。”