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南存辉7份提案建言光伏行业发展 直击补贴、户用标准、储能等新能源痛点

发布日期: 2018/3/5 9:16:27                       发布单位: 工作人员
3月3日,全国政协十三届一次会议在北京召开。全国政协常委、浙江省工商联主席、正泰集团董事长南存辉的提案内容涉及新能源领域多个热点话题,提交了《关于加快破解光伏发电补贴拖欠问题的提案》、《关于鼓励居民分布式光伏发展的提案》、《关于建立户用光伏标准的提案》、《关于细化光伏电站投资开发规范的提案》、《关于深化分布式发电市场化交易试点工作的提案》、《关于深化储能产业支持政策的提案》、《完善绿证交易和可再生能源配额制》7份提案。
 
他提到,新能源补贴拖欠问题近年来已经成为制约光伏行业发展的首要问题之一,建议将可再生能源电价附加征收标准由0.019元/千瓦时上调至0.03元/千瓦时,并保证全部电量足额征收。此外,针对户用光伏的发展所面临的种种困难,他建议户用光伏完全参照扶贫的补贴标准执行;地方政府出台地方补贴支持;鼓励金融机构积极支持户用光伏,银行加大光伏贷力度,并降低利率水平,提高项目服务效率。
 
一、关于加快破解光伏发电补贴拖欠问题的提案
 
近几年来,我国光伏产业发展取得了举世瞩目的成就。国家能源局数据显示,到2017年底,全国光伏发电装机达到1.3亿千瓦,稳居全球第一。然而,包括光伏补贴在内的新能源补贴拖欠,近年来像滚雪球一样越滚越大,成为制约行业发展的首要问题之一。
 
目前可再生能源补贴目录已发至第六批,涵盖至2015年2月底前并网的电站。自2015年3月以后并网的光伏和风电等可再生能源项目还未被纳入到国家可再生能源补贴目录内。经测算,2017年新能源补贴需求月1200亿元,按照目前每千瓦时1.9分的征收标准,可再生能源附加费收入约690亿,预计缺口510亿元。
 
加上此前累计到2016年底的可再生能源补贴缺口将近600亿,所以2017年底补贴总缺口1110亿元。在附加费不提高的情况下,即便不新增可再生能源,每年都有1110亿的缺口,20年累计缺口将达2万多亿元。
 
而且至今为止国家也没有出具更加有效的政策及办法来解决这个问题。同时,国家补贴目录确认周期和发放周期越来越长,申报程序繁琐。从申报到资金拨付时间跨度长达一年甚至两年以上,加重了拖欠问题。
 
建议:1、提高可再生能源电价附加征收标准。根据可再生能源发展规模,相应提高可再生能源电价附加征收标准。由目前0.019元/千瓦时上调至0.03元/千瓦时,并保证全部电量足额征收。
 
2、优化可再生能源补贴资金发放及报审机制。简化现行可再生能源补贴资金的申报、拨付程序,建立高效的补贴申报审批管理流程,建议改为每季度申报一次,半年审批公布一次,确保补贴资金能及时到位,促进行业良性发展。
 
3、加快建立可再生能源发电配额强制考核办法和绿色电力证书强制约束交易。以强制配额提高可再生能源发电的消纳水平,促进降低发电成本,弱化对补贴的依赖性。加快推进绿证强制交易工作,促进补贴压力转移及利益优化分配,避免补贴缺口越滚越大。
 
二、关于鼓励居民分布式光伏发展的提案
 
2017年,中国分布式光伏爆发式增长,全年新增装机19.44GW,同比增长3.7倍。其中,居民分布式装机累计装机超40万户,浙江、山东、河北等省累计安装量均已超过10万户。
 
近年来,我国相继出台了美丽乡村、精准扶贫、乡村振兴等一系列促进农村发展的政策。居民分布式光伏不仅有利于推广清洁能源,也有利于促进农户和村集体增加收入,助推脱贫攻坚和美丽乡村建设。
 
例如,浙江省一些地方政府与光伏企业共同探索出了“光伏强村、光伏富民、光伏扶贫”等模式,并将户用光伏纳入十大民生实事工程,既保护环境又造福农民。
 
但是,户用光伏的发展仍面临困难重重。除浙江外,绝大部分地方没有地方补贴支持,居民收益难以确保,导致户用光伏推广缓慢。部分地区电费补贴发放不及时、时常拖延,发放周期甚至长达6个月以上。居民电站并网接入时间长,从申请到完成并网需2个月左右。光伏贷金融产品不健全,银行光伏贷业务成本高、标准高、额度低、效率低。
 
此外,国家逐年下调了光伏发电补贴标准,一些地方补贴也逐渐消失取消,补贴下降速度已远超预期,加剧了企业经营压力。
 
建议:1、国家实行差异化光伏补贴政策。针对户用光伏与地面电站实行不同的补贴标准,建议户用光伏完全参照扶贫的补贴标准执行。
 
2、地方政府出台地方补贴支持。参照浙江运作模式,地方政府可根据地方资源状况出台地方补贴政策。
 
3、鼓励金融机构积极支持户用光伏。银行加大光伏贷力度,并降低利率水平,提高项目服务效率。
 
三、关于建立户用光伏标准的提案
 
2017年,我国分布式光伏新增装机1944万千瓦,同比增长3.7倍,分布式光伏发电呈现爆发式增长。其中,户用光伏并网超过40万户,增速达250%,装机量超过2GW,占分布式比重超11%。
 
因我国户用市场刚起步,有光伏行业品牌企业进入,也有许多专业实力弱的企业进入,出现了信用资质、产品品质、售后服务等方面参差不齐,部分经销商、代理商、集成安装商以次充好,安装操作不规范,利用居民对户用光伏安装和售后服务缺乏了解,用低价吸引居民,电站质量难以保障,安全隐患堪忧。
 
建议:1、国家能源局授权或组织成立户用光伏专业标准化技术委员会,研究制定出台户用光伏系统及设备规范、标准及体系,规范光伏产品的市场准入;
 
2、规范市场主体行为,明确对经销商、代理商、集成安装商的专业性要求和售后与运维责任,杜绝虚假宣传,避免因非专业性安装而导致的电站质量安全隐患;
 
3、明确和建立相关监管主体和职能,促进市场的安全健康发展。
 
四、关于细化光伏电站投资开发规范的提案
 
近年来,倒卖“路条”行为给光伏市场良性竞争造成冲击。为此,国家能源局于2014年先后出台了《关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知》(“445号文”)、《关于开展新建电源项目投资开发秩序专项监管工作的通知》(“450号文”)以及《关于规范光伏电站投资开发秩序的通知》(“477号文”),打击光伏电站投机行为。
 
477号文强调,申请光伏电站项目备案的企业应以自己为主(作为控股方)投资开发为目的,按照规划和年度计划及时开展项目建设。对于不以自己为主进行投资开发、而是以倒卖项目备案文件或非法转让牟取不当利益为目的的企业,各级能源主管部门应规定其在一定期限内不能作为投资主体开发光伏电站项目。
 
出于正当理由进行项目合作开发和转让项目资产,不能将政府备案文件及相关权益有偿转让。已办理备案手续的项目的投资主体在项目投产之前,未经备案机关同意,不得擅自将项目转让给其他投资主体。
 
但是,477号文中对于违规进行项目转让以及擅自变更项目投资主体的认定标准规定不甚明确。目前,各地能源主管部门对于光伏电站项目在投产前进行项目转让或变更项目投资主体事宜普遍持否定态度,即已经备案的光伏电站项目在投产前原则上不得进行项目转让或变更项目投资主体。
 
并且,相关主管部门对于项目转让或项目投资主体变更的理解不仅包括项目建设主体的变更,也包括已备案的项目建设主体的股权结构发生变动(包括股权转让、其他投资方增资入股等情形)。这对打击光伏电站投机行为起到了很大作用,但对正常的光伏电站收购交易也产生较大的影响。
 
例如,一些中小型企业或贫困地区的企业,在获得光伏项目的审批或备案手续后,因缺乏足够的资金或技术,需引入实力雄厚的第三方共同合作开发项目。
 
但由于相关政策的不明确和实践中否定性的窗口指导意见,使交易结构复杂、成本高,也增加了合格投资者、优秀合作方的商业风险。甚至导致一些项目因后续资金与技术的投入乏力,未能如期投入运营,资源浪费严重。
 
建议:在打击“路条”投机行为的同时,细化投机行为的认定标准,明确准入标准或制订“负面清单”,区分、鼓励光伏市场的正常交易,促进光伏业持续健康发展。
 
五、关于深化分布式发电市场化交易试点工作的提案
 
近年来,我国分布式光伏电站新增装机容量不断攀升,2017年装机容量高达19.4GW,同比增长3.7倍,占全年光伏总装机容量的36%,分布式光伏已成为国内光伏应用的主流方向。
 
但发展过程中出现的投资方电费收取缺乏保障、电价补贴缺口增大造成发放时间延长、相关屋顶资源与电力用户资源严重不匹配等问题,既对国家财政造成一定压力,也对项目持续运营及行业后续发展前景造成较大影响,严重影响广大投资者信心,亟待得到解决,这不仅需要技术应用创新,更需要相应的政策支持和商业模式创新。
 
国家发改委能源局在2017年底相继发布了《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)、《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》(发改办能源〔2017〕2150号)(以下简称《通知》)。根据通知规定,企业可以通过直接交易、委托电网企业代售电、电网企业按标杆上网电价收购等三种模式实现市场化交易。
 
同时通过适当降低纳入试点项目的度电补贴标准,倒逼投资方降低系统成本,推动早日实现用电侧平价上网,为最终完全取消财政补贴奠定基础。“隔墙售电”模式一旦全面落实到位,将对分布式光伏持续健康发展提供强大保障。
 
但是,《通知》对分布式交易试点工作开展过程中政府部门的分工以及监督考核机制还未作出细致规定,导致地方试点项目申报时,发改委电力主管部门和新能源主管部门交叉管理,缺乏明确牵头及配合单位,不利于开展试点项目等;申报材料中要求电网企业出具试点申报相关支持性意见,包括电力消纳能力承诺函等,间接对试点工作的开展可能承担相应的责任,使得电网企业对试点项目申报缺乏积极性。
 
建议:1、明确试点工作的支持责任部门和配合部门,制定相应的监督考核机制,督促相关部门全面重视分布式发电市场化交易工作的开展与落实工作,为后续全面开展打好坚实基础;
 
2、组织第三方评估机构根据电网公司提供和合法途径获取的数据,对分布式发电试点项目编制电力消纳能力评估报告,组织公开评审,邀请电网企业参与评审并提意见,结果进行专家论证。提高电网企业参与分布式发电市场化交易工作的积极性,降低其责任担当风险。
 
3、建议各省级发改能源部门根据地区实际情况,尽快组织出台分布式发电市场化交易工作开展的实施细则,加快推进此项工作全面落地。
 
六、关于深化储能产业支持政策的提案
 
我国政府承诺2030年左右碳排放达到峰值,煤电占比逐步下降,可再生能源将实现规模化发展,并大量接入到电网。但可再生能源发电具有的波动性、间歇性与随机性会对电网带来挑战。作为推动未来能源发展的前瞻性技术,储能产业在新能源并网、电动汽车、微电网、家庭储能系统、电网支撑服务等方面都将发挥巨大作用。
 
据测算,未来两三年内,我国储能设备安装量或将实现七到十倍的增长,大规模商业化发展蓄势待发。但不可否认,目前储能成本偏高,而且由于还没有形成规模效应,短时间内成本也很难降下来。国家层面也出台了相关产业发展规划和指导意见,可仍未见类似于光伏行业创新的金融模式或系统支持政策,以进一步推进储能产业的大规模应用。
 
截至2016年底,我国投运的储能项目累计装机规模24.3GW,同比增长4.7%。其中电化学储能项目累计装机规模达243.0MW,同比增长72%。近年,电化学储能在各类企业积极参与情况下得到快速发展,但大多为示范项目,难实现盈利。从长远来看,若无法实现盈利,将很难持续发展。
 
2017年12月,虽说国家能源局南方监管局下发《关于印发南方区域“两个细则”(2017版)的通知》,对容量在2MW/0.5小时及以上的提供调峰服务的储能电站,对充电电量进行500元/兆瓦时的补偿,对储能行业发展释放了利好。但整体来说,目前我国储能产业仍存在缺乏系统性支持政策、市场机制尚未建立,产业发展缺少统筹谋划及等问题。因此,请国家有关部门在储能产业系统性政策支持、市场机制建立、整体规划及推广应用等方面给予相应的政策支持。
 
建议:1、加大用户侧建设分布式储能系统支持。研究制定用户侧接入储能的准入政策和技术标准,规范用户侧分布式电储能系统建设运行。鼓励售电公司和居民用户配置储能,提高分布式能源本地消纳比例、参与需求响应,降低用能成本。
 
2、为微电网和离网地区配置储能提供政策支持及配套金融措施。鼓励通过配置多种储能提高微电网供电的可靠性和电能质量,推进储能系统解决或优化无电人口供电方式。
 
3、建立储能等灵活性资源市场化交易机制和价格形成机制,鼓励储能直接参与市场交易,通过市场机制实现盈利,激发市场活力。
 
七、关于完善绿证交易和可再生能源配额制的提案
 
近年来,我国可再生能源发展迅速,取得了举世瞩目的成绩,并积极实行能源转型及提出实现应对气候变化目标的重大战略举措。但目前我国还面临弃风弃光等阻碍可再生能源产业健康发展的重要瓶颈。
 
2017年,我国可再生能源发电装机同比增长14%,但弃风率为12%,弃光率为6%。作为全球最大的绿色电力生产国,我国仍面临市场化程度偏低,全社会缺乏绿色电力消费的意识,绿色电力的市场交易渠道不通畅等问题。
 
去年国家能源局等三部门联合发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》([2017]132号)。2017年7月1日,我国绿色电力证书正式开展认购工作,但认购交易还处于一个非常小的规模。截至3月2日,全国绿证核发总量超1760万个,仅认购2.7万个,认购量仅占核发量0.15%。
 
目前绿证交易为自愿认购,无强制约束力,责任主体不明确。[2017]132号文对绿证售价下限界定不明,可能存在个别企业低价倾销,扰乱市场秩序。要用国家和政策的顶层设计,采用可再生能源的强制配额,将绿色电力交易强制到电网企业、发电企业、售电企业,作为地方政府的考核指标,才能够实现到2020年我国非化石能源消费占一次能源消费比重达15%左右。
 
国家多部委在相关文件中表示,根据市场认购情况,自2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易。2017年11月,发改委、能源局正式印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》,特别提到“《可再生能源电力配额及考核办法》另行发布”。
 
建议:1、完善绿色电力证书交易体系,设置强制购买主体清单和自愿购买清单。由发改委能源局设置购买主体类型清单。对绿证设定有效期、最低价和最高限价。建立和完善绿证体系配套的监管和处罚机制。
 
2、尽快施行可再生能源强制配额。修订《可再生能源法》,明确可再生能源在我国能源体系中的优先地位,并规定可再生能源发展的具体指标(数量或比例)。
 
建立差异化指标分解机制,充分考虑各省市区历史可再生能源电力消费情况、资源、电力需求等因素,使可再生能源电力在全国范围内合理分配。明确强制配额的主体责任单位,根据实际情况确定不同的强制认购主体,同时纳入地方政府考核指标。
 
(据中国能源报)
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