“十三五”期間，光伏發電市場將進入發展新階段。目前，迫切需要在現有的政策上突破，進行政策和機製創新。

隨著分資源區*電價(jia) 政策的出台以及年度指導規模和備案製度的實施，國內(nei) 集中光伏電站的開發呈現爆發增長，但大型光伏電站在西部和北部地區短時間內(nei) 集中建設，使高比例棄光限電、補貼需求大幅增加、部分地區項目管理不規範、規劃建設不配套等問題凸顯。

在分布式光伏發電市場方麵，則表現為(wei) 政策集中繁多，市場反響不足，雖然政策數量和力度都很大，但分布式光伏發展速度與(yu) 政策預期、與(yu) 光伏業(ye) 界預期仍有較大的差距。

本文針對近期光伏發電市場發展急需關(guan) 注和解決(jue) 一些政策和機製方麵的問題進行分析。

▼技術進步、降低度電成本是重點任務

無論是對於(yu) 近期“十三五”，還是考慮長遠戰略發展，不斷推進技術進步、降低度電成本都將是光伏產(chan) 業(ye) 發展的重點任務。

根據光伏產(chan) 業(ye) 界預期，今後五年光伏發電成本還可實現大幅度下降，一是光伏產(chan) 業(ye) 鏈各環節效率提升，通過降低矽片切割損失、矽片厚度及提升組件轉換效率等可顯著提高矽利用率，二是多晶矽流化床法等新矽料生產(chan) 技術應用可降低矽料價(jia) 格，三是降低銀用量、改善鑄錠爐、細化柵線、改進絲(si) 網印刷等技術也是降低組件成本的可能方式。

再考慮未來可能的金融政策調整影響，綜合分析，2020年光伏發電成本有望在2015年的基礎上降低三分之一左右。這一降幅重點在產(chan) 業(ye) 技術進步和規模效益，國家從(cong) 政策上（如以光伏計劃等）也需要加以有效引導。

▼調整和創新光伏電價(jia) 政策和機製

我國光伏發電成本在過去幾年內(nei) 實現了大幅度下降，相應的電價(jia) 水平也持續降低，但電價(jia) 調整主要考慮既往和當前形勢。在光伏產(chan) 業(ye) 技術快速進步情況下，電價(jia) 調整步伐略滯後於(yu) 光伏產(chan) 業(ye) 發展形勢和實際需求，造成大型光伏電站市場搶裝、趕末班車的效應比較明顯，典型如2011年底，2016年上半年也已開始呈現這一趨勢。

要在適度考慮煤電環境成本基礎上，實現光伏發電與(yu) 電網銷售電價(jia) 相當，電價(jia) 的調整可以考慮多種因素並賦予不同程度的權重，如考慮各資源區或者省市區的發展規模、限電情況，以差異化的電價(jia) 調整速度適度引導開發企業(ye) 投資和布局調整。

通過改革項目管理模式，以競爭(zheng) 性方式配置光伏發電項目，適度提高電價(jia) 在競爭(zheng) 性配置中的權重，促進光伏發電電價(jia) 水平的下降。此外，結合電力體(ti) 製改革尤其是輸配電改革進程，在輸配電改革試點地區，對新建光伏項目實施電補貼機製，逐步推進新建光伏發電參與(yu) 電力市場。

▼落實補貼政策，解決(jue) 補貼拖欠問題

光伏發電的補貼和限電問題是當前困擾光伏產(chan) 業(ye) 發展的兩(liang) 大關(guan) 鍵因素，尤其是補貼拖欠問題，從(cong) 下遊的市場倒推到上遊製造企業(ye) ，對光伏全產(chan) 業(ye) 鏈都產(chan) 生影響。

當前補貼拖欠的主要問題有兩(liang) 點，一是發電項目獲得補貼資格的認定；二是補貼資金發放延遲。

總體(ti) 上，上述兩(liang) 個(ge) 問題的根本原因在於(yu) 可再生能源基金與(yu) 可再生能源電價(jia) 補貼資金之間存在缺口，且如果保持現有政策條件不變，“十三五”期間資金缺口還將進一步擴大。根據初步統計和測算，不考慮項目是否進入補貼目錄問題，2015年前可再生能源補貼資金累計缺口在400億(yi) 元左右，其中光伏發電拖欠資金總量在100億(yi) 元左右。因此，拓展可再生能源補貼資金規模和渠道是當務之急。

建議對於(yu) 電價(jia) 補貼資金需求存量部分，財政安排一定的資金逐年予以解決(jue) 。對於(yu) 增量部分，通過調整可再生能源電價(jia) 附加水平、盡快推進綠色證書(shu) 交易等方式解決(jue) 。此外還可考慮通過環境稅、碳交易、化石能源的稅費形式提升化石能源的成本。

從(cong) 解決(jue) 近期光伏發電補貼問題的措施看，先是項目獲得補貼資格的認定問題，通過信息化的管理來替代目錄資格的審核，即對於(yu) 可再生能源發電項目，在國家指導規*圍內(nei) ，經過正常的核準或備案、建設驗收、並網售電，就自動獲得補貼資格。如果資金持續性問題和補貼資格認定問題解決(jue) ，補貼資金發放延遲則迎刃而解。

▼盡快明確光伏發電稅收政策

2013年9月，財政部頒布《關(guan) 於(yu) 光伏發電增值稅政策的通知》，明確對太陽能發電實行增值稅50%即征即退的優(you) 惠政策，但對政策的實施規定了時間限製。由於(yu) 我國在2009年進行了增值稅機製調整，從(cong) 生產(chan) 型增值稅調整為(wei) 消費型增值稅，光伏發電項目存在6-8年增值稅抵扣期，因此在2015年政策到期前，實際上幾乎沒有項目能從(cong) 該政策受益。

而進入2016年後，陸續有光伏項目進入增值稅繳納期，需要盡快明確對光伏發電給予增值稅優(you) 惠政策。與(yu) 其他電源對比，國家對風電、生物質發電、小水電等均實施了增值稅優(you) 惠政策，與(yu) 光伏發電自身對比，增值稅50%即征即退政策可以使同等情況下光伏發電電價(jia) 需求降低0.03-0.05元/千瓦時，一定程度上降低度電補貼，縮小與(yu) 常規電力成本之間的差距，提前實現光伏平價(jia) 目標，同時縮小可再生能源電價(jia) 補貼需求與(yu) 可再生能源基金的資金規模之間的差距。

▼消納問題需要政策切實落實

我國光伏發電政策的導向是共同推進集中光伏電站和分布式光伏係統，但目前西部和華北北部地區大型光伏電站在光伏發電裝機總量中仍占據份額。大型光伏發電集中建設以及地方政策實施等問題，使部分省區棄光限電比例迅速上升。限電的成因除了光伏行業(ye) 自身的在太陽能資源豐(feng) 富地區集中建設之外，更主要的原因是各類電源之間的在消納上的競爭(zheng) 、新增電源發展空間、跨區輸電通道上對光電等清潔能源電力的考慮嚴(yan) 重不足等問題。

2016年3月，國家明確建立可再生能源發展目標引導製度和可再生能源全額保障性收購製度。此外，結合電力體(ti) 製改革需求，統籌規劃電源發展布局和步驟是當務之急，需要統籌地區可再生能源規劃與(yu) 電源、電網規劃，將光伏等可再生能源電源發展切實放在優(you) 先地位，綜合考慮西部地區光伏等可再生能源發展對電網的需求，盡早決(jue) 策電源基地外送電網通道規劃和建設，且必須達到一定的光伏電量比例。

▼分布式光伏發展的突破點

當前製約我國分布式光伏規模化發展的主要原因，是各種不確定性風險的存在，導致難以形成的商業(ye) 開發模式和投融資體(ti) 係。

從(cong) 商業(ye) 模式上，目前國內(nei) 分布式光伏發電項目的發展模式有三種，：一是自有屋頂，自發自用，餘(yu) 電上網；二是合同能源管理，光伏項目開發企業(ye) 在業(ye) 主屋頂建設項目，向業(ye) 主供電，也可以餘(yu) 電上網，協商利益分成關(guan) 係；三是將電力全額出售給電網，重要的第三方轉供電模式尚不具備政策和機製支撐。

在融資問題上，分布式光伏盈利預期不穩定導致商業(ye) 代款、投融資機構、政策性銀行等積極性不高，此外還有一個(ge) 重要原因則是風險共擔機製的缺乏，目前尚未建立分布式光伏項目信息數據庫，電站、開發企業(ye) 、發電量等信息沒有充分披露，對投資者而言，無法衡量項目質量好壞，沒有成熟的資產(chan) 評估體(ti) 係，保險公司實質性介入不足，分布式光伏係統不能成為(wei) 抵押品，缺乏證券化能力，導致行業(ye) 嚴(yan) 重缺乏資金投入。

需要將投融資機製和商業(ye) 模式創新作為(wei) 分布式光伏發電規模化發展的突破點。

*，落實電力體(ti) 製改革意見，允許擁有分布式光伏的用戶參與(yu) 電力交易，支持分布式光伏向同一變電台區的符合政策和條件的電力用戶直接售電，擴大自發自用、就地消納比例。

第二，應鼓勵第三方投資的分布式光伏項目由電網公司向用戶代收電費，降低合同能源管理風險。

第三，創新分布式光伏發電融資服務，建立具有借款資格和承貸能力的融資平台，推動分布式光伏資產(chan) 證券化，探索項目售電收費權和項目資產(chan) 為(wei) 質押的代款機製。

第四，實施綠色保險和信貸政策，鼓勵保險和銀行等金融機構積極參與(yu) 分布式光伏融資。