“我國光伏行業擁有全球第一的完整的制造產業，以及全球最大的應用市場，面臨著獨一無二的發展機遇。同時，面臨的挑戰是需要創新驅動、產業升級、降低成本，實現大規模應用。”在4月26日舉行的2016中國光伏領袖高峰論壇上，國家能源局新能源司副司長梁志鵬在致辭時表示，應從技術、應用、投融資、市場以及政策管理五方面創新，以此實現光伏產業的轉型升級。

在政策管理創新方面，梁志鵬表示，希望在政策和管理方面的創新措施能夠為光伏提供一個更好的發展途徑。

伴隨光伏產業高速發展的同時，也出現了棄光現象嚴重、補貼資金缺口加大等突出問題。記者了解到，受多種因素影響，“三北”地區光伏發電項目限電情況嚴重，對項目收益影響較大。2015年全國棄光率達到11%，其中甘肅棄光31%，新疆棄光26%。

“棄光與電力運行機制相關，受各種利益關系的影響，可再生能源優先發電的政策難以全面落實。”國家發改委價格司電價處負責人侯守禮在上述論壇上說。

此外，光伏補貼資金缺口加大。由于可再生能源項目補貼期限一般為20年，項目規模每年又在快速增長，可再生能源基金收入遠跟不上補貼資金需求，補貼資金缺口將越來越大。

侯守禮表示，“自光伏產業發展初期開始，我們積極研究制定了一系列光伏發電價格政策。”

記者在上述會議上了解到，根據定價機制不同，光伏發電價格政策大致可分為三個階段：第一階段是單獨定價機制，光伏發電產業發展初期主要依據合理成本加合理利潤的原則定價；第二階段是統一標桿電價政策，2011年國家發改委出臺《關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知》，制定全國統一的太陽能發電標桿上網電價；第三階段是分資源區標桿電價政策。2013年，國家發改委印發《關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知》，將全國各地根據太陽能資源條件和建設成本區分為三類太陽能資源區，相應實行不同的光伏電站標桿電價，明確光伏標桿電價高出當地燃煤機組標桿上網電價的部分，通過可再生能源發展基金予以補貼；對分布式光伏發電實行按照全電量補貼的政策，電價補貼標準為每千瓦時0.42元，通過可再生能源發展基金予以支付；其中，分布式光伏發電系統自用有余上網的電量，由電網企業按照當地燃煤機組標桿上網電價收購。

為合理引導新能源投資，提高國家可再生能源電價附加資金補貼效率，2015年底，國家發改委出臺了《關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知》，調整后光伏電站標桿上網電價分別為每千瓦時0.8元、0.88元和0.98元。分布式發電項目備案時可靈活選擇“自發自用、余電上網”及“全額上網”兩種模式，“自發自用、余電上網”也可根據實際情況申請模式變更，分布式發電價格政策更加靈活。

“為彌補補貼資金缺口，2008年以來，我們利用電價調整時機，分四次將可再生能源電價附加征收標準由每千瓦時0.2分提高至1.5分。經國務院批準，2015年底利用煤電上網電價0.5分降價空間，將附加征收標準由每千瓦時1.5分提高至1.9分，2016年后可再生能源基金年收入可達650億元。”侯守禮說。

“我們正在大力推進電力價格改革，根據‘管住中間，放開兩頭’的體制架構，促進市場主體多元化競爭。把輸配電價與發售電價在形成機制上分開，單獨核定輸配電價，分步實現公益性以外的發售電價由市場形成，使電力價格更好反映市場需求和成本變化。”侯守禮補充說。

光伏發電作為新能源發電類型，一方面需要政府繼續扶持，鼓勵發展；另一方面，從長遠的角度來看，也必將走向市場，參與市場競價。

“目前，以標桿上網電價、燃煤機組標桿電價間差價進行補貼的光伏發電補貼機制，存在與電力市場化改革難以銜接的實際問題。”侯守禮補充說，“結合當前光伏產業發展情況，針對光伏發電價格機制以及發展過程中存在的突出問題，我們作了以下幾點考慮：一是改革光伏發電價格形成機制。為進一步擴大市場對資源配置的決定性作用，研究逐步將直接制定分資源區標桿電價水平轉為制定價格形成規則，即上網標桿電價由當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝、除塵）或市場交易價格，與定額補貼兩部分組成，將現有差價補貼向定額補貼轉變，同時鼓勵項目參與市場競價，強化市場競爭在發電價格形成中的重要作用；二是完善補貼標準，建立補貼逐步下調機制。考慮價格政策銜接、項目建設時期不同等實際因素，初步考慮制定差異化光伏發電補貼標準，并伴隨產業技術進步，逐步下調光伏發電補貼水平，直至取消補貼；三是配合做好可再生能源配額交易機制研究；四是研究促進可再生能源就近消納、儲能發展的價格政策，促進可再生能源健康可持續發展。”

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