“十二五”期間，我國光伏裝機年均增速178%，發電量年均增速219%，隨之帶來了補貼資金需求日益增長，需要通過調整優化光伏發電年度規模管理，疏導可再生能源補貼資金缺口等措施保障新能源持續健康發展。自2014年以來，國家能源局對光伏發電項目實行年度建設規模管理，逐年下達各省年度建設規模。納入年度建設規模的光伏電站，具備享受國家可再生能源基金補貼資格；分布式光伏發電項目不限制建設規模，建成后即納入補貼范圍。實行年度建設規模管理，指導各地區優化光伏電站建設時序，有利于緩解部分省份棄光限電矛盾，為規范光伏發電發展奠定了基礎。

光伏上網電價、補貼現狀

標桿上網電價。可再生能源項目按照投產時間，執行國家發改委明確的對應時段標桿上網電價。2015年12月，按照《國家發展改革委關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知》，實行光伏發電上網標桿電價隨發展規模逐步降低的價格政策。光伏發電上網電價在當地燃煤機組標桿上網電價(含脫硫、脫硝、除塵)以內的部分，由當地省級電網結算；高出部分通過國家可再生能源發展基金予以補貼。

補貼資金發放情況。自2012年開始，財政部公布了五批可再生能源電價附加資金補助目錄(簡稱“補助目錄”)，包括2013年8月之前建成投產項目，已累計發放補貼資金約1000億元。2016年1月，財政部組織對2015年2月底前并網項目申報第六批補助目錄。初步測算，補助目錄外的已投產項目補貼資金需求約為460億元。

可再生能源電價附加征收標準。2015年底，國家發改委發布《關于降低燃煤發電上網電價和工商業用電價格的通知》，將居民生活和農業生產以外其他用電征收的可再生能源電價附加征收標準從2013年的1.5分/千瓦時提高至1.9分/千瓦時，以滿足2015年2月以前并網項目需求，2015年2月以后并網項目補助資金尚未落實。補貼資金管理流程。2013年7月，國務院為促進光伏產業健康發展，改進補貼資金管理。一是在補貼資金撥付對象和流程上，將之前省級財政部門按季預撥給省級電網企業，調整為由中央財政按季預撥給國家電網、南方電網等電網企業；二是在補貼結算方式上，要求對光伏電站，電網企業與發電企業按月全額結算，對于分布式光伏發電，電網企業按電費結算周期及時支付補貼資金。

“十三五”補貼資金需求及疏導方式

補貼資金需求。按照國家能源局正在編制的《可再生能源“十三五”發展規劃》以及太陽能、風電“十三五”發展規劃，規劃2020年光伏發電1.5億千瓦，風電2.5億千瓦。參照“十二五”調價幅度，光伏發電年均下調0.03元/千瓦時、風電年均下調0.02元/千瓦時，按照燃煤機組標桿上網電價不變測算，“十三五”期間補貼資金總需求約6000億元。若可再生能源電價附加征收標準保持0.019元/千瓦時不變，可征收約4300億元，補貼資金缺口約1700億元。

補貼資金缺口疏導方式。一是上調可再生能源電價附加標準。為確保補貼資金能夠支撐新能源規模增長，建議“十三五”期間電價附加征收標準需上調至0.03元/千瓦時，并將征收范圍擴大至居民生活和農業生產等全部用電電量。2020年后，逐步下調電價附加水平；2030年，光伏發電不再需要補貼。二是明確可再生能源上網電價動態調整機制。“十三五”期間，根據可再生能源發電技術進步和成本下降情況，在保障產業發展基本收益率的水平下，結合年度可再生能源新增規模，建立可再生能源上網電價動態調整機制。按照光伏發電2025年上網電價與銷售電價持平、2030年平價上網的目標，明確逐年降低上網電價水平的具體標準。三是調整補貼期限。目前，可再生能源發電項目補貼期限為20年。可以考慮對新建項目，根據其技術先進性和收益情況，未完成貸款還本付息前，所發電量按可再生能源上網標桿電價收購；完成貸款還本付息后，調整為按燃煤標桿上網電價收購，既保障項目業主的合理經濟效益，又保證補貼資金的有效利用。

光伏發電年度規模管理模式研究

為滿足“十三五”光伏發電發展目標，結合光伏發電上網電價及補貼資金情況，提出以下幾種管理模式：

分類年度建設規模管理。在2014年以來的光伏發電年度建設規模基礎上，2016年國家能源局擬實行分類管理。包括：一是不限規模的光伏發電項目。利用建筑物屋頂、墻面及附屬場所建設的光伏發電項目以及全部自發自用的地面光伏電站項目。二是普通光伏電站項目。國家能源局向各省下達年度新增建設規模，鼓勵各地區采取公開競標、競爭性比選等競爭方式分配普通光伏電站項目。三是光伏發電領跑技術示范基地。國家能源局單獨下達年度建設規模，基地原則上以市為單位，規劃容量不小于50萬千瓦。由能源主管部門統一組織協調建設，基地內各電站項目的投資主體應當通過市場競爭方式確定。競爭性分配項目方式將上網電價的競價作為重要競爭條件。上網電價不得超過當地光伏發電標桿上網電價水平。

分析：該模式有利于國家宏觀調控建設規模和時序，調動地方政府建設光伏發電項目的積極性。該模式規定年度規模內的光伏電站，具備享受國家可再生能源基金補貼資格，但年度建設規模與國家可再生能源補助資金無直接關聯，無法疏導補貼資金缺口。由于地方政府只關注年度建設規模，補貼資金征收壓力由國家承擔，補貼資金不足時，項目業主無法獲得預期收益。

年度建設與補貼規模統籌管理。在年度建設規模管理模式基礎上，統籌考慮年度補貼資金規模，同步下達年度建設與補貼規模。各省在上報年度新增建設規模計劃時，結合上一年度補貼資金需求情況，確定新增建設規模。參考各省上報規模，國家能源局下達年度建設規模，財政部同步下達年度補貼資金規模，以補貼資金規模為約束條件，各省統籌安排本省新增年度建設規模。國家補貼資金不足的部分，由各省自行解決。

分析：該模式有利于國家和地方政府共同調控建設規模和時序，有利于國家和地方政府協調疏導補貼資金缺口，促進光伏發電可持續發展。但部分省份受國家補貼資金限制，為發展光伏發電項目，自籌補貼資金壓力較大。

年度新增建設規模與電價靈活調整模式。參考德國模式，針對不同年度新增裝機容量，靈活調整光伏上網電價：德國設定光伏上網電價基準下調率，年度新增350萬千瓦裝機，上網電價下調9%。若新增裝機超過350萬千瓦，每超出100萬千瓦，上網電價進一步下調3%，最高下調至24%；若新增裝機不足250萬千瓦，每減少50萬千瓦，上網電價下調幅度減少2.5%。此外，德國全面引入市場化補貼機制。對可再生能源不再滿額補貼，而是根據前一個月可再生能源市場交易均價和固定補貼的差額計算出市場化交易獎金，設置管理獎金鼓勵既有可再生能源加入市場競爭，最終可再生能源的收益為“市場競價收入+市場化交易獎金+管理獎金”。

分析：該模式可有效緩解可再生能源補貼資金不足的問題，同時為光伏發電投資者創造了長期較穩定的投資環境，有利于合理控制光伏發電發展規模。結合電力體制改革試點探索嘗試。在電力體制改革試點地區，探索創新光伏發電管理模式。在上網標桿電價方面，結合《國家能源局關于建立可再生能源開發利用目標引導制度的指導意見》，逐步建立配額制和綠色證書交易機制，鼓勵光伏企業參與直購電交易，根據直購電交易達成的電價水平，適度減少可再生能源補貼資金。

分析：結合電力體制改革試點，在整體方案設計中統籌考慮可再生能源發展需求，因地制宜平衡可再生能源建設規模與補貼資金規模。因尚無經驗可循，試點效果有待檢驗，需根據實施情況逐步調整完善。

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