3月3日日, 全國政協十三屆一次會議已在北京開幕. 每年 '兩會' , 全國人大代表, 全國政協委員的 '聲音' 都備受關注.
全國政協委員, 全國工商聯副主席, 正泰集團董事長南存輝的7份提案
1, 關於加快破解光伏發電補貼拖欠問題的提案
近幾年來, 我國光伏產業發展取得了舉世矚目的成就. 國家能源局數據顯示, 到2017年底, 全國光伏發電裝機達到1.3億千瓦, 穩居全球第一. 然而, 包括光伏補貼在內的新能源補貼拖欠, 近年來像滾雪球一樣越滾越大, 成為制約行業發展的首要問題之一.
目前可再生能源補貼目錄已發至第六批, 涵蓋至2015年2月底前併網的電站. 自2015年3月以後併網的光伏和風電等可再生能源項目還未被納入到國家可再生能源補貼目錄內. 經測算, 2017年新能源補貼需求月1200億元, 按照目前每千瓦時1.9分的徵收標準, 可再生能源附加費收入約690億, 預計缺口510億元.
加上此前累計到2016年底的可再生能源補貼缺口將近600億, 所以2017年底補貼總缺口1110億元. 在附加費不提高的情況下, 即便不新增可再生能源, 每年都有1110億的缺口, 20年累計缺口將達2萬多億元.
而且至今為止國家也沒有出具更加有效的政策及辦法來解決這個問題. 同時, 國家補貼目錄確認周期和發放周期越來越長, 申報程序繁瑣. 從申報到資金撥付時間跨度長達一年甚至兩年以上, 加重了拖欠問題.
建議
1, 提高可再生能源電價附加徵收標準. 根據可再生能源發展規模, 相應提高可再生能源電價附加徵收標準. 由目前0.019元/千瓦時上調至0.03元/千瓦時,並保證全部電量足額徵收.
2, 優化可再生能源補貼資金髮放及報審機制. 簡化現行可再生能源補貼資金的申報, 撥付程序, 建立高效的補貼申報審批管理流程, 建議改為每季度申報一次, 半年審批公布一次, 確保補貼資金能及時到位, 促進行業良性發展.
3, 加快建立可再生能源發電配額強制考核辦法和綠色電力證書強制約束交易. 以強制配額提高可再生能源發電的消納水平, 促進降低發電成本, 弱化對補貼的依賴性. 加快推進綠證強制交易工作, 促進補貼壓力轉移及利益優化分配, 避免補貼缺口越滾越大.
2, 關於鼓勵居民分布式光伏發展的提案
2017年, 中國分布式光伏爆髮式增長, 全年新增裝機19.44GW, 同比增長3.7倍. 其中, 居民分布式裝機累計裝機超40萬戶, 浙江, 山東, 河北等省累計安裝量均已超過10萬戶.
近年來, 我國相繼出台了美麗鄉村, 精準扶貧, 鄉村振興等一系列促進農村發展的政策. 居民分布式光伏不僅有利於推廣清潔能源, 也有利於促進農戶和村集體增加收入, 助推脫貧攻堅和美麗鄉村建設.
例如, 浙江省一些地方政府與光伏企業共同探索出了 '光伏強村, 光伏富民, 光伏扶貧' 等模式, 並將戶用光伏納入十大民生實事工程, 既保護環境又造福農民.
但是, 戶用光伏的發展仍面臨困難重重. 除浙江外, 絕大部分地方沒有地方補貼支援, 居民收益難以確保, 導致戶用光伏推廣緩慢. 部分地區電費補貼發放不及時, 時常拖延, 發放周期甚至長達6個月以上. 居民電站併網接入時間長, 從申請到完成併網需2個月左右. 光伏貸金融產品不健全, 銀行光伏貸業務成本高, 標準高, 額度低, 效率低.
此外, 國家逐年下調了光伏發電補貼標準, 一些地方補貼也逐漸消失取消, 補貼下降速度已遠超預期, 加劇了企業經營壓力.
建議
1, 國家實行差異化光伏補貼政策. 針對戶用光伏與地面電站實行不同的補貼標準, 建議戶用光伏完全參照扶貧的補貼標準執行.
2, 地方政府出台地方補貼支援. 參照浙江運作模式, 地方政府可根據地方資源狀況出台地方補貼政策.
3, 鼓勵金融機構積極支援戶用光伏. 銀行加大光伏貸力度, 並降低利率水平, 提高項目服務效率.
3, 關於建立戶用光伏標準的提案
2017年, 我國分布式光伏新增裝機1944萬千瓦, 同比增長3.7倍, 分布式光伏發電呈現爆髮式增長. 其中, 戶用光伏併網超過40萬戶, 增速達250%, 裝機量超過2GW, 佔分布式比重超11%.
因我國戶用市場剛起步, 有光伏行業品牌企業進入, 也有許多專業實力弱的企業進入, 出現了信用資質, 產品品質, 售後服務等方面參差不齊, 部分經銷商, 代理商, 整合安裝商以次充好, 安裝操作不規範, 利用居民對戶用光伏安裝和售後服務缺乏了解, 用低價吸引居民, 電站質量難以保障, 安全隱患堪憂.
建議
1, 國家能源局授權或組織成立戶用光伏專業標準化技術委員會, 研究制定出台戶用光伏系統及設備規範, 標準及體系, 規範光伏產品的市場准入;
2, 規範市場主體行為, 明確對經銷商, 代理商, 整合安裝商的專業性要求和售後與運維責任, 杜絕虛假宣傳, 避免因非專業性安裝而導致的電站質量安全隱患;
3, 明確和建立相關監管主體和職能, 促進市場的安全健康發展.
4, 關於細化光伏電站投資開發規範的提案
近年來, 倒賣 '路條' 行為給光伏市場良性競爭造成衝擊. 為此, 國家能源局於2014年先後出台了《關於進一步加強光伏電站建設與運行管理工作的通知》( '445號文' ), 《關於開展新建電源項目投資開發秩序專項監管工作的通知》( '450號文' )以及《關於規範光伏電站投資開發秩序的通知》( '477號文' ), 打擊光伏電站投機行為.
477號文強調, 申請光伏電站項目備案的企業應以自己為主(作為控股方)投資開發為目的, 按照規劃和年度計劃及時開展項目建設. 對於不以自己為主進行投資開發, 而是以倒賣項目備案檔案或非法轉讓牟取不當利益為目的的企業, 各級能源主管部門應規定其在一定期限內不能作為投資主體開發光伏電站項目.
出於正當理由進行項目合作開發和轉讓項目資產, 不能將政府備案檔案及相關權益有償轉讓. 已辦理備案手續的項目的投資主體在項目投產之前, 未經備案機關同意, 不得擅自將項目轉讓給其他投資主體.
但是, 477號文中對於違規進行項目轉讓以及擅自變更項目投資主體的認定標準規定不甚明確. 目前, 各地能源主管部門對於光伏電站項目在投產前進行項目轉讓或變更項目投資主體事宜普遍持否定態度, 即已經備案的光伏電站項目在投產前原則上不得進行項目轉讓或變更項目投資主體.
並且, 相關主管部門對於項目轉讓或項目投資主體變更的理解不僅包括項目建設主體的變更, 也包括已備案的項目建設主體的股權結構發生變動(包括股權轉讓, 其他投資方增資入股等情形). 這對打擊光伏電站投機行為起到了很大作用, 但對正常的光伏電站收購交易也產生較大的影響.
例如, 一些中小型企業或貧困地區的企業, 在獲得光伏項目的審批或備案手續後, 因缺乏足夠的資金或技術, 需引入實力雄厚的第三方共同合作開發項目.
但由於相關政策的不明確和實踐中否定性的窗口指導意見, 使交易結構複雜, 成本高, 也增加了合格投資者, 優秀合作方的商業風險. 甚至導致一些項目因後續資金與技術的投入乏力, 未能如期投入運營, 資源浪費嚴重.
建議
在打擊 '路條' 投機行為的同時, 細化投機行為的認定標準, 明確准入標準或制訂 '負面清單' , 區分, 鼓勵光伏市場的正常交易, 促進光伏業持續健康發展.
5, 關於深化分布式發電市場化交易試點工作的提案
近年來, 我國分布式光伏電站新增裝機容量不斷攀升, 2017年裝機容量高達19.4GW, 同比增長3.7倍, 佔全年光伏總裝機容量的36%, 分布式光伏已成為國內光伏應用的主流方向.
但發展過程中出現的投資方電費收取缺乏保障, 電價補貼缺口增大造成發放時間延長, 相關屋頂資源與電力用戶資源嚴重不匹配等問題, 既對國家財政造成一定壓力, 也對項目持續運營及行業後續發展前景造成較大影響, 嚴重影響廣大投資者信心, 亟待得到解決, 這不僅需要技術應用創新, 更需要相應的政策支援和商業模式創新.
國家發改委能源局在2017年底相繼發布了《關於開展分布式發電市場化交易試點的通知》(發改能源〔2017〕1901號), 《關於開展分布式發電市場化交易試點的補充通知》(發改辦能源〔2017〕2150號)(以下簡稱《通知》). 根據通知規定, 企業可以通過直接交易, 委託電網企業代售電, 電網企業按標杆上網電價收購等三種模式實現市場化交易.
同時通過適當降低納入試點項目的度電補貼標準, 倒逼投資方降低系統成本, 推動早日實現用電側平價上網, 為最終完全取消財政補貼奠定基礎. '隔牆售電' 模式一旦全面落實到位, 將對分布式光伏持續健康發展提供強大保障.
但是, 《通知》對分布式交易試點工作開展過程中政府部門的分工以及監督考核機制還未作出細緻規定, 導致地方試點項目申報時, 發改委電力主管部門和新能源主管部門交叉管理, 缺乏明確牽頭及配合單位, 不利於開展試點項目等;申報材料中要求電網企業出具試點申報相關支援性意見, 包括電力消納能力承諾函等, 間接對試點工作的開展可能承擔相應的責任, 使得電網企業對試點項目申報缺乏積極性.
建議
1, 明確試點工作的支援責任部門和配合部門, 制定相應的監督考核機制, 督促相關部門全面重視分布式發電市場化交易工作的開展與落實工作, 為後續全面開展打好堅實基礎;
2, 組織第三方評估機構根據電網公司提供和合法途徑獲取的數據, 對分布式發電試點項目編製電力消納能力評估報告, 組織公開評審, 邀請電網企業參與評審並提意見, 結果進行專家論證. 提高電網企業參與分布式發電市場化交易工作的積極性, 降低其責任擔當風險.
3, 建議各省級發改能源部門根據地區實際情況, 儘快組織出台分布式發電市場化交易工作開展的實施細則, 加快推進此項工作全面落地.
6, 關於深化儲能產業支援政策的提案
我國政府承諾2030年左右碳排放達到峰值, 煤電佔比逐步下降, 可再生能源將實現規模化發展, 並大量接入到電網. 但可再生能源發電具有的波動性, 間歇性與隨機性會對電網帶來挑戰. 作為推動未來能源發展的前瞻性技術, 儲能產業在新能源併網, 電動汽車, 微電網, 家庭儲能系統, 電網支撐服務等方面都將發揮巨大作用.
據測算, 未來兩三年內, 我國儲能設備安裝量或將實現七到十倍的增長, 大規模商業化發展蓄勢待發. 但不可否認, 目前儲能成本偏高, 而且由於還沒有形成規模效應, 短時間內成本也很難降下來. 國家層面也出台了相關產業發展規劃和指導意見, 可仍未見類似於光伏行業創新的金融模式或系統支援政策, 以進一步推進儲能產業的大規模應用.
截至2016年底, 我國投運的儲能項目累計裝機規模24.3GW, 同比增長4.7%. 其中電化學儲能項目累計裝機規模達243.0MW, 同比增長72%. 近年, 電化學儲能在各類企業積极參与情況下得到快速發展, 但大多為示範項目, 難實現盈利. 從長遠來看, 若無法實現盈利, 將很難持續發展.
2017年12月, 雖說國家能源局南方監管局下發《關於印發南方區域 '兩個細則' (2017版)的通知》, 對容量在2MW/0.5小時及以上的提供調峰服務的儲能電站, 對充電電量進行500元/兆瓦時的補償, 對儲能行業發展釋放了利好. 但整體來說, 目前我國儲能產業仍存在缺乏系統性支援政策, 市場機制尚未建立, 產業發展缺少統籌謀劃及等問題. 因此, 請國家有關部門在儲能產業系統性政策支援, 市場機制建立, 整體規劃及推廣應用等方面給予相應的政策支援.
建議
1, 加大用戶側建設分布式儲能系統支援. 研究制定用戶側接入儲能的准入政策和技術標準, 規範用戶側分布式電儲能系統建設運行. 鼓勵售電公司和居民用戶配置儲能, 提高分布式能源本地消納比例, 參與需求響應, 降低用能成本.
2, 為微電網和離網地區配置儲能提供政策支援及配套金融措施. 鼓勵通過配置多種儲能提高微電網供電的可靠性和電能質量, 推進儲能系統解決或優化無電人口供電方式.
3, 建立儲能等靈活性資源市場化交易機制和價格形成機制, 鼓勵儲能直接參与市場交易, 通過市場機制實現盈利, 激發市場活力.
7, 關於完善綠證交易和可再生能源配額制的提案
近年來, 我國可再生能源發展迅速, 取得了舉世矚目的成績, 並積極實行能源轉型及提出實現應對氣候變化目標的重大戰略舉措. 但目前我國還面臨棄風棄光等阻礙可再生能源產業健康發展的重要瓶頸.
2017年, 我國可再生能源發電裝機同比增長14%, 但棄風率為12%, 棄光率為6%. 作為全球最大的綠色電力生產國, 我國仍面臨市場化程度偏低, 全社會缺乏綠色電力消費的意識, 綠色電力的市場交易渠道不通暢等問題.
去年國家能源局等三部門聯合發布《關於試行可再生能源綠色電力證書核發及自願認購交易制度的通知》([2017]132號). 2017年7月1日, 我國綠色電力證書正式開展認購工作, 但認購交易還處於一個非常小的規模. 截至3月2日, 全國綠證核發總量超1760萬個, 僅認購2.7萬個, 認購量僅占核發量0.15%.
目前綠證交易為自願認購, 無強制約束力, 責任主體不明確. [2017]132號文對綠證售價下限界定不明, 可能存在個別企業低價傾銷, 擾亂市場秩序. 要用國家和政策的頂層設計, 採用可再生能源的強制配額, 將綠色電力交易強制到電網企業, 發電企業, 售電企業, 作為地方政府的考核指標, 才能夠實現到2020年我國非化石能源消費佔一次能源消費比重達15%左右.
國家多部委在相關檔案中表示, 根據市場認購情況, 自2018年起適時啟動可再生能源電力配額考核和綠色電力證書強制約束交易. 2017年11月, 發改委, 能源局正式印發《解決棄水棄風棄光問題實施方案》, 特別提到 '《可再生能源電力配額及考核辦法》另行發布' .
建議
1, 完善綠色電力證書交易體系, 設置強制購買主體清單和自願購買清單. 由發改委能源局設置購買主體類型清單. 對綠證設定有效期, 最低價和最高限價. 建立和完善綠證體系配套的監管和處罰機制.
2, 儘快施行可再生能源強制配額. 修訂《可再生能源法》, 明確可再生能源在我國能源體系中的優先地位, 並規定可再生能源發展的具體指標(數量或比例).
建立差異化指標分解機制, 充分考慮各省市區曆史可再生能源電力消費情況, 資源, 電力需求等因素, 使可再生能源電力在全國範圍內合理分配. 明確強制配額的主體責任單位, 根據實際情況確定不同的強制認購主體, 同時納入地方政府考核指標.