2014“两会”创新光伏提案 聚焦行业三议题

2014年3月13日，一年一度的全国“两会”落下帷幕，会议期间，对光伏新能源话题的提案与建言，助涨了资本市场对新能源板块的追捧，同时也引发了政企民热议。光伏产业已经不仅是一个制造业问题，而且还是一个节能环保发展绿色电力的社会问题，从更大角度上，关乎中国能源结构调整及与国际接轨的大局。

纵观今年与光伏产业相关的提案，呈现出“更具体化、更实际、往细节处走”的特点，有助于加大行政效率，让提案的后续落实有了更多期待与看点。但同时也存在流于形式、没有任何实际价值及可操作性的“雷人提案”，有些囿于“小圈子”利益或本位主义，拿一些旧闻翻来覆去地炒，浪费了代表委员履职的身份。

众多提案中，与分布式发电相关的提案数量排名第一，国家能源局下达了2014年新增备案总规模14GW的通知，其中分布式8GW，光伏电站6GW。很多业内人士质疑如何实现8GW的新增装机，目前分布式发电面临着很多严峻的障碍和困难， 为了更好地解决分布式发电难题，委员们纷纷提出了各自建议，其中不乏创新亮点。

一、商业模式与收费

由于中国光伏产业发展历程没有分化企业的发展主体，不若欧美那样能催生出像SolarCity般可专业化提供定制化服务的项目服务商业，介入更多的是一些生产型企业。也正因为此，国内分布式电站的商业模式还不成熟，单一且存在诸多制约。

目前，国内分布式光伏项目通常采用EMC（合同能源管理）模式，利益相关方较多（如电站投资商、建筑业主、用电方、电网公司等），EMC模式在执行过程中，各个利益方存在争议。 运行风险较大。如建筑业主变动、用电方延迟或不按合同价格支付电费、屋顶漏水、政府规划调整等原因引起的建筑物拆除或搬迁、新建的建筑物对已有光伏电站造成遮挡等问题，给分布式光伏电站以后的运营带来诸多风险。

全国政协委员、协鑫（集团）控股有限公司董事长朱共山在两会提案中提出：转变分布式光伏发电商业模式，降低分布式光伏发电运行期风险。 一方面他建议政府制定实施细则保护投资者收益，对于分布式光伏项目，不论是自发自用部分还是余电上网部分，由电网公司来统一收取电费（或者专门成立第三方机构代收电费，该第三方机构有权要求电网公司对恶意欠费企业断电），然后拨付给投资方。同时建立保险经纪补偿机制。

另一方面他建议设立股权投资基金，利用社会、民营企业、公有制企业的资金一起来投资分布式电站；引导国内分布式市场逐步由实体项目层面商业模式转变为聚焦于开发、融资和运营一体化实现实业与资本相融合的商业模式。

全国政协常委、浙江省工商联主席、正泰集团董事长南存辉同样主张代收费，他提出建立电力公司代收电费制度。

分布式光伏采取自发自用、余量上网，项目的收入来源包括用户侧电力用户缴纳的电费、电网企业收购上网电量支付的电费、国家财政的电价补贴。其中，电力用户缴纳的电费占70%以上。

目前电力用户一般是根据双方签订的合作协议向项目投资方直接支付电费，但受到电力用户支付意愿、诚信等因素的影响，电费通常难以及时、顺利地收取到位。由于项目的长期运营需要建筑业主的大力配合，开发商在协商时处于明显弱势地位，缺乏有效的利益保障措施。

南存辉建议出台相关政策，规定由电力公司代理分布式光伏投资方收取用户侧消纳电量的电费，切实解决分布式光伏“收费难”的问题，保障分布式光伏项目开发商的合法利益。

全国人大代表、晶科能源CEO陈康平也提出由电力公司进行电费代收。他在两会提案中提出建立分布式光伏发电局域性微网的建议，希望能对行业带来新的发展模式。

他向PV-Tech介绍，局域微网即打破传统的“点对点”接入方式，在一个110KV变电站下的10KV支线内把所有的分布式发电项目直接接入国家电网，让电量在一个10KV支线的“微循环”中流动。

10KV支线内由电力公司进行电费代收，分布式屋顶投资方和电力公司在10KV支线双向计流端口处进行管理结算；同时国家和地方可根据政策收取一定的电网过路费。这样一来就达成了分布式微网电站投资方和业主的直接供电协议，真正意义上实现三方共赢的局面。

通过电费代收、屋顶资源的有效利用以及投资者电费收益最大化，充分化解投资者疑虑；同时通过屋顶资源的间接转移、以及稳定的投资收益在很大程度上提升了银行的积极性，从而促进分布式光伏发电的更好、更快发展。

提案新频率词：代收电费制，局域微网

二、电价补贴与税费

此次保利协鑫董事局主席朱共山就如何推动分布式光伏发电行业发展，提出了九项政策建议。其中对目前电价补贴情况他提出调整电价补贴标准，明确电费结算方式， 建议按用户性质的不同，采用不同的补贴电价。

目前仅有针对18个示范区的统一补贴电价0.42元/kWh，但实际上根据用电户负荷性质及用电价格的不同，用电户分为4种（即工商企业用户，大工业用户，公共事业用户，农业和居民用户），采取差异化光伏电价补贴。

他同时表示，当前分布式光伏项目的电费计量方式和结算周期都不明确，需要尽快出台相应的细则给予明确。补贴标准执行期和标准调整原则也需要事先明确，使项目投资有明确的投资收入预期。

全国政协委员、汉能控股集团董事局主席李河君在他的提案里也提到补贴的问题，他认为现行度电补贴水平是影响分布式电站大规模发展的关键所在。

他表示，度电补贴的初衷主要是鼓励自发自用，而现行采购电价加上0.42元/千瓦时度电补贴的最终电价成为衡量光伏发电效益的标准。从目前国家能源局公布的分布式光伏发电示范区的14省市的销售电价看，除上海、北京外，其他省市10KV以下的工商企业用户销售电价加上0.42元/千瓦时度电补贴，用户能够得到的理论收入基本上低于每千瓦时1.15元，其标准安装条件的财务内部收益率也仅有8%。

如果所建设的分布式光伏发电全部按照火电脱硫电价加上0.42元/千瓦时度电补贴卖给供电部门，14省市的平均上网电价将在0.9元/千瓦时左右。在这种状况下，发电投资商的积极性将受到严重挫伤。为此，他建议中央政府要完善度电补帖政策。

他同时提出免除光伏发电企业的一切税收和行政事业收费，地方政府要积极配合中央政府加大补贴力度。对于此条建议，专家认为需要谨慎对待，补贴需要及时到位，但一味要补贴特别是地方上的加大补贴不能冒进，避免被忽悠。

相对而言，朱共山提的方案更具体，他表示根据国家税务总局2013年第3号《关于中央财政补贴增值税有关问的公告》，纳税人取得的中央财政补贴不属于增值税应税收入，不征收增值税。而在实际执行过程中，光伏发电的补贴收入却纳入了增值税征收范围。光伏电价中央财政补贴不属于增值税应税收入，不应征收增值税。

因此建议中央财政在拨付电价补贴时，能直接将款项支付至光伏电站的专用帐户，以免各级政府执行时存在政策理解上的偏差。

提案新频率词：补贴差异化

三、融资与抗风险

分布式发电有四个难题，除却上面提到的商业模式单一收费难、电价补贴不到位，以及高效屋顶紧缺，电站融资是亟待解决的另一个难题。

目前分布式光伏电价补贴由原来的“金太阳”装机补贴转为分布式的发电量补贴，对独立经营、自负盈亏的企业来讲，必须寻求市场资金的支持。按照一般经验，分布式发电项目企业需承担至少20%的启动资金，近80%的资金需要市场融资支持，然而，多数银行对分布式光伏发电保持观望态度。 

中国可再生能源学会副理事长孟宪淦表示，目前分布式发电融资主要来自于银行贷款，融资依然很困难。

银行面对光伏分布式同样要考虑风险，虽然国务院《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》中明确提出“金融机构要继续实施‘有保有压’的信贷政策”，近日央行也确定了2014年信贷政策，要求银行支持光伏等四大战略新兴产业。但很多传统金融机构尚未走出光伏寒冬的阴影，国开行董事长陈元在两会期间接受采访时表示，今年将防范光伏产业风险，对光伏产业在新增贷款的增量上进行控制。

对金融机构防范光伏产业控制信贷的问题，“中国硅王”、全国人大代表、晶龙实业集团董事长靳保芳在提案中建议加大信贷支持力度促进光伏产业持续健康发展。他从金融信贷实际操作层面提出了三项有针对性的解决措施：“一是加强金融支持政策落实，二是实行信贷’一企一策’，三是放宽贷款条件。”

靳保芳建议金融机构特别是地方金融机构应对光伏产业保持客观认识，金融机构可以对企业进行区别对待，对符合工信部《光伏制造行业规范条件》、市场竞争力强、资产优良等企业，加大信贷支持力度，优先分配授信额度并保证足额贷款规模。他以晶龙实业集团为例，银行授信总额16.6亿元，实际使用仅10.4亿元。同时，相比基准利率上浮10%-25%的贷款利率，使得企业融资成本居高不下。

为此，他建议多实行信用或保证担保，减少资产抵押，使企业用足授信额度；放宽流动资金贷款限制，给予优惠利率，降低光伏企业财务负担。

全国政协委员、通威集团董事局主席刘汉元与靳保芳的观点不谋而合，他在其“推动和完善光伏发电金融配套政策”提案中提出重点优势企业出台特殊金融支撑政策，他建议及时纠正不分良莠全面叫停银行信贷、债券发行等极不合理的“一刀切”政策。银行等金融机构应当根据产业准入标准，对有竞争力的光伏企业开放并加大授信额度，尝试多种形式的资产抵押和项目融资，加大对这些企业的流动、并购、科研资金的支持力度。

同时创新金融方式扩大光伏市场融资渠道、以国开行为承接主体积极落实金融配套政策。他建议国开行积极为各类分布式光伏发电项目投资主体提供信贷支持，符合国开行直接申请贷款资格的投资主体可直接申请国开行信贷资金支持；对不符合直接申请国开行贷款条件的企业和自然人，采用统借统还的模式给予支持，在利率和贷款年限上给予较大优惠，优质项目最长满足20年的贷款年限，并予以基准利率下浮5-10%的优惠空间。

分布式光伏电站融资渠道单一，不能只依赖银行， 南存辉建议，政府建立新能源基金，鼓励金融机构创新产品，解决融资难的问题。