• 靳保芳:保证可再生能源全额收购
  • 2016-3-11 13:22:28 全球最大 资讯最全-日普升太阳能光伏网
  •     上调可再生能源附加标准,保证全额征收。


      记者:目前来看,补贴拖欠是困扰光伏发电行业发展的一个众所周知的问题,在您看来,解决这一问题应从哪些方面进行改进?


      靳保芳:在实施低碳发展和能源革命的国家战略推动下,可再生能源迎来发展的最好时期,但产业在高速发展的同时也面临补贴拖欠的掣肘,产业发展速度与补贴资金缺口的矛盾仍然突出,补贴拖欠甚至有成为行业“新常态”之势,一定程度上制约了产业的持续健康发展。


      解决这一问题,我认为首先应上调可再生能源附加标准,保证全额征收。根据目前我国可再生能源发展状况和2030年非化石能源规划目标,对可再生能源电价附加的征收水平进行调整,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,确保补贴资金能够满足产业发展需要。同时,调整补贴期限。可再生能源项目实现平价上网前,所发电量按可再生能源上网标杆电价收购,直至项目完成贷款还本付息后,调整为按常规化石能源上网电价收购,既保障了可再生能源发电企业的合理经济效益,也保证了补贴资金的有效利用。另外,还应调整补贴资金管理机制。建议修改《可再生能源法》第二十四条,并督促有关部门修改配套法规,明确征收可再生能源电价附加是可再生能源补贴的唯一来源,由国家发展改革委统一审核监管,取消用国家财政年度专项资金补偿可再生能源电价附加资金缺口的规定,提高可再生能源补贴管理效率,杜绝主管机构推诿现象。除此之外,还应简化补贴资金征收和拨付程序。


      记者:除了补贴拖欠,另一个困扰光伏行业的老问题──弃光也在去年的一些地区有愈演愈烈之势。您认为该如何真正扎实有效解决这一问题?


      靳保芳:部分地区光伏限电问题严峻,一方面造成光伏电站投资企业无利可图,乃至亏损,严重打击投资积极性,甚至造成贷款不良引发信贷危机;另一方面造成清洁能源的巨大浪费。


      解决这一问题,简单来说,需要从法制和政策上保证可再生能源全额收购有效落实。改善能源消费观念,保证新能源电力消费优先权。加强电网基础设施建设,优化电网结构,提升输送能力。限电地区合理分配指标,按可并网容量指导企业装机,保证全额上网。优化能源制造与消费结构,提升电力消纳能力。


      记者:过去几年,在大型地面电站快速建设的同时,分布式光伏项目建设也在我国发展迅猛。但金融机构似乎总显得对分布式光伏发展的支持热情不够,在解决这些项目融资难的问题上,您有哪些建议?


      靳保芳:在分布式光伏的发展过程中,应在投融资市场建立完善的信用体系,从而使投资人权益受到保护。在信用体系尚未完全建立起来之前,规定电网成为分布式电站结算主体。建立分布式光伏电站产权制度,立法消除分布式电站的存续风险。建议国家认可屋顶权属并可颁发权属证书明确屋顶产权。出台支持政策,在“自发自用”不能完全消纳时,可以就近消纳,以提高收益;建立公共信息平台,结合信用体系,为投资人商业评估提供有效数据。同时,地方政府也应成立支持分布式光伏投资的担保公司。


      此外,在光伏发电增值税“即征即退50%”政策于去年到期后,还应免除分布式光伏发电的增值税,并取消所有分布式光伏发电上网系统备用费。


      记者:低碳能源转型已经成为大多数国家的战略选择,中国实施低碳发展和能源革命的国家战略既是统筹国内国际两个大局的战略举措,也是立足自身可持续发展和生态文明建设的战略选择。对于推动低碳能源转型,您有哪些好的建议?


      靳保芳:首先,应传达能源转型的坚定决心和市场信号。贯彻落实国家创新、绿色的发展理念,在经济“新常态”下推动低碳能源转型,坚持推进火电等常规能源去产能、去库存的结构性改革措施,大幅提高可再生能源比例,培育可再生能源产业为新的经济发展动能引擎之一。建议在“十三五”规划纲要、专项规划、工作方案等重要文件中确立低碳能源优先发展的地位,设立补贴、退税等优惠政策的长期目标,给予投资稳定的预期,并通过配额制等政策措施将可再生能源发电占比的约束性指标落实到省。


      其次,开展区域间能源供需协调互补的试点。解决当前区域能源供给和需求不均衡、西部可再生能源电力资源外送不畅通的问题,支持西部发展的同时降低东部能源成本、减少煤电等污染排放、改善大气环境质量,逐步推动构建全国统一的电力市场体系。由中央统一安排和调度,打破当前的省际电网的疆域界限和行政隔阻。


      最后,加快可再生能源基地配套电网送出通道建设,实现优势地区资源有效利用。目前西部能源基地的发电成本远低于东部的火电价格。以浙江为例,省统调燃煤发电机组标杆上网电价为0.4453元/千瓦时(含环保电价),宁夏同类火电上网电价约为0.2711元/千瓦时,加上两地输电成本约0.1元/千瓦时,跨区域协调后的电力价格将有约0.8元/千瓦时的下降空间,按照2014年浙江工业用电量2.5千亿千瓦时来计算,其中1/4用电通过跨区域协调解决,那么将减少用电成本500亿元以上。