解决光伏补贴问题的路径

光伏产业发展到今天，已经成为能源替代不可阻挡的重要力量。然而，在产业高歌猛进的同时，由于产业扶持政策弹性难以适应技术进步的超常发展，补贴资金需求增长与社会承受力有限的矛盾，构成了补贴拖欠的基础环境。

补贴延迟发放和补贴来源枯竭成为了行业发展的心腹大患。为今之计，不能只是单纯的从增加可再生能源附加一个手段来解决补贴问题，而是应该从多方向、全社会的角度来多管齐下，方能降伏这个可再生能源发展道路上的拦路虎。

一、以财政金融政策妥善解决存量补贴问题

从3月6号白城领跑者项目报出0.39元/千瓦时的价格来看，未来光伏电站每年所需要的补贴将越来越少。可以判断2017年是光伏电站补贴形成的峰值年。随后每年形成的补贴量将逐步减少，直至很快取消。而目前进入补贴目录的光伏电站总量仅为40GW左右。截止到现在，未能进入补贴目录的光伏电站实际总量超过了90GW。这90GW凝聚了企业大量的财富和支撑产业发展的资金，如果不能妥善处理这些电站补贴的发放，势必给行业带来灭顶之灾。

建议以财政金融角度，从以下四个方面解决存量补贴的问题。

1.财政部发行补贴国债

光伏电站补贴本来就是国家信用，只是因为特殊原因导致发放拖延和总量不足，并非中央财政缺乏财力支撑。因此，财政部门完全可以通过发行补贴式国债来盘活补贴不到位的情况。首先是维护了国家信用；其次有效解决了补贴资金来源；再次有了这个手段，将使得金融机构对光伏产业的信用评级大大提升，从而带动更多的市场资金解决补贴拖欠问题。

2.设立可再生能源中长期发展基金

基于补贴总量非常大的情况，建议由相关部门组织委托金融机构或者资产管理公司，设立可再生能源中长期发展基金。选择综合能力强的实业投资者做为劣后方，风投资金与长期投资机构做为优先方组成新能源长效投资基金。通过企业运维、质检、营销等大数据体系的支撑，结合金融机构成熟的风险评估体系，形成一条可以复制的路径。

该长效投资基金以扶持行业长期高效发展、协助部分企业渡过短期流动性危机为宗旨，相关资产完成质押后由基金公司来负责未来约定时期的还本付息事宜，并代为管理相关资产。直至补贴资金下发后，由原业主回收相关权益并支付费用。如原业主放弃回购，则由基金长期持有该项目并经市场渠道逐步退出。将参与各方的管理能力、信用体系与低成本融资能力相结合，利用专项基金、产业基金等方式，为不同参与方的投资周期和风险偏好设计定制化的金融产品，依托专业机构的管理来解决当前补贴资金的流动性问题，在当前经营环境中已经实现了多赢格局。

3.鼓励企业发行绿色偿债债券

鼓励装机容量较大的企业发行绿债来解决补贴拖欠问题。据统计，装机超过1GW的企业，补贴拖欠总额一般都在10亿以上。能够通过绿债缓解因为现金流不足造成的企业资金紧张，具有非常重要的意义。

4.实行存量补贴登记制度，快速确认存量补贴金额

目前虽然大家知道补贴拖欠严重，补贴金额不足。但是准确的补贴金额总量仍然是个谜。建议实行电站规模管理的同时，实行存量补贴登记制度，通过电网与企业的实际电能记录，快速确认存量补贴金额。同时形成存量补贴政府相关机构确认机制，使得企业被拖欠补贴能够形成真正的国家信用，有利于充分调动社会资本解决企业燃眉之急。

二、从分布式电站开始实行补贴双轨制

1.强制执行可再生能源用能配额制

结合“绿证”政策，在全国强制可再生能源用能配额制。按照能源消费量分摊可再生能源消费量。可以分为第一步由电网和政府共同承担配额责任；第二步再向工商业企业用能单位承担可再生能源消费指标；第三步把可再生能源消费配额向全社会推广。

2.鼓励分布式电站市场化交易

2017年10月31日，国家发改委和国家能源局联合发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源【2017】1901号）。鼓励企业在降低补贴的前提下，进行分布式光伏电站就近消纳，就近结算。这对于光伏电站无论是存量还是增量，都具备非常重大的意义。首先市场化交易将使得电力输送减少损耗，就地消纳，提高电能的利用率；其次，市场价交易使得用电成本降低，补贴成本减少；再次，分布式电站的市场化交易切合电改鼓励增量配网改革的方向，为电改的进一步深入创造了条件。

2.鼓励投资者建设可再生能源自备电厂

根据分析，目前我国华南、华东和华北地区，光伏电站的度电成本已经低于用户侧的电力终端价格。部分企业可以通过直接安装光伏电站，有效降低企业生产成本。但是由于光伏电站暂时还需要与电网形成稳定的供电系统，因此企业光伏自备电厂的建设对原供电系统形成冲击。在这种情况下，建议国家有关部门明确鼓励投资者建设可再生能源自备电厂，要求发改、规划和电力等相关部门给予全面支持。

4.鼓励投资者自主选择去补贴方式

由于目前光伏成本仍然在下降之中，我国发达地区的用户侧终端电价已经可以满足去补贴的要求，因此应鼓励投资者自主选择不要补贴建设光伏电站。凡是不需要补贴，并且自发自用的投资企业给予更宽松的分布式电站备案程序，比如仅需要通过发改委批准建设规模。同时，结合电改，给予去补贴和自发自用的分布式电站投资者在增量配网、微电网等项目方面以特别优先权。

5.对分布式项目的管理实行双轨制

凡是需要补贴的分布式项目按照原程序审批。

凡是不需要补贴的分布式项目只需要经过地方发改委批准就可以开工建设并自行管理。当然，也需要限制项目的整体容量不得超过电网接入变压器容量的50%。同时光伏自备电站需要安装防逆流装置，以保证电网的安全。

三、全国范围的光伏电站去补贴路径

虽然目前华南、华东和华北地区光伏度电成本具备了用户侧终端电价平价条件，但是全国还有大量地区如果取消补贴，将会严重影响当地光伏产业的发展。尤其是户用光伏，一旦取消补贴，将会导致断崖式停滞。因此对于全国范围的去补贴路径，我们建议采取如下步骤：

1.分区域逐步取消补贴

根据各地不同情况，把目前的光伏电价按照三类划分类别的办法，更细致的参照各地工商业电价水平来确定。符合取消补贴地区的光伏电站可以率先提出申请，同时允许取消补贴地区不受指标限制建设光伏电站。而未取消补贴地区的光伏电站，除自发自用全消纳的光伏电站以外实行全口径指标管理。

2.规定所有新增全额上网电站实行竞价备案制

建议从2019年开始，所有新增全额上网电站实行竞价备案制。也就是说，无论是地面电站，还是分布式电站，只要是全额上网方式，都采取竞价方式获得投资资格。但是竞价电站不再受指标限制，并且规定竞价电站电费结算不再分为火电脱硫标杆电价和补贴电价两部分，直接以竞价电价作为结算电价。同时规定，凡是接入电网或者配电网的竞价电站不得限电，必须保证消纳不低于95%。

3.给予申请免补贴试点项目优先批复权

在多能互补、增量配网、能源互联网以及微电网示范项目申报中，建议规定凡是含有申请免补贴的光伏电站项目此类试点项目，优先批复。以提高光伏电站的利用效率和加速技术革新的发展。