完善并網管理服務，解決并網接入難問題

　　對于分布式光伏發(fā)電并網接入問題，國務院及國務院能源主管部門均提出了十分具體的要求和規(guī)定。

　　國發(fā)[2013]24號文明確提出電網企業(yè)要加強與光伏發(fā)電相適應的電網建設和改造，保障配套電網與光伏發(fā)電項目同步建成投產。

　　主要包括四個方面：簡化分布式光伏發(fā)電的電網接入方式和管理程序，公布并網服務流程，建立簡捷高效的并網服務體系;分布式光伏發(fā)電接入引起的公共電網改造部分由電網企業(yè)投資建設;優(yōu)化系統調度運行，優(yōu)先保障光伏發(fā)電運行，確保光伏發(fā)電項目及時并網，全額收購所發(fā)電量;對分布式光伏發(fā)電項目免收系統備用容量費和相關服務費用。

　　國能新能[2014]406號文和國能新能[2013]433號文則針對前三個方面，提出了更為具體細致的規(guī)定要求。但在實際建設過程中，各分布式光伏發(fā)電開發(fā)企業(yè)還是普遍反映并網接入難。這既需要從管理流程上予以規(guī)范，又要從統籌規(guī)劃上予以規(guī)范，還要從利益機制上予以補償，從三個方面來統籌推進加以解決。分布式光伏發(fā)電并網接入要統籌納入配電網規(guī)劃。

　　國能新能[2014]406號文規(guī)定，各級電網企業(yè)在進行配電網規(guī)劃和建設時，要充分考慮當地分布式光伏發(fā)電的發(fā)展?jié)摿Α⒁?guī)劃和建設情況，采用相應的智能電網技術，配置相應的安全保護和運行調節(jié)設施。按照國家現行管理體制，政府能源主管部門是電力規(guī)劃管理主體和責任主體，電網企業(yè)只是規(guī)劃參與者和電網建設實施者。

　　配電網規(guī)劃是否包括分布式光伏發(fā)電并網接入或接納能力是否足夠，最終的責任承擔主體在政府能源主管部門而不是電網企業(yè)。所以，電網企業(yè)在研究編制配電網規(guī)劃過程中，要與配電網覆蓋范圍內分布式電源規(guī)劃及其布局、時序進行充分銜接統籌;政府能源主管部門在牽頭組織研究和最終審定配電網規(guī)劃時，要主動統籌協調平衡，滾動調整分布式光伏發(fā)電專項規(guī)劃時，必須同步完成配電網的滾動調整，以確保分布式光伏發(fā)電在能夠得到及時并網接入和消納。

　　不在分布式光伏發(fā)電專項規(guī)劃和配電網規(guī)劃內的項目，能源主管部門不得核準，電網企業(yè)不接受并網接入申請。

　　政府能源主管部門下達的全國及各地區(qū)年度指導規(guī)模必須以分布式光伏發(fā)電專項規(guī)劃和配電網規(guī)劃為前提。年度指導規(guī)模及其項目原則上與兩個規(guī)劃相一致。超過規(guī)劃年度規(guī)模及項目的，只有配電網確實有能力保證及時并網接入的，才可以增列入年度指導規(guī)模，同時滾動調整兩個規(guī)劃。嚴格流程管理和責任追究。

　　國能新能[2014]406號文規(guī)定，要在市縣(區(qū))電網企業(yè)設立分布式光伏發(fā)電“一站式”并網服務窗口，明確辦理并網手續(xù)的申請條件、工作流程、辦理時限，并在電網企業(yè)相關網站公布。

　　國能新能[2013]433號文規(guī)定，電網企業(yè)收到項目單位并網接入申請后，應在20個工作日內出具并網接入意見，對于集中多點接入的分布式光伏發(fā)電項目可延長到30個工作日。對于同時符合分布式光伏發(fā)電專項規(guī)劃和配電網規(guī)劃、且在年度指導規(guī)模內的項目，電網企業(yè)應該嚴格按照上述規(guī)定流程和時間要求辦理，按期出具并網接入意見，并且嚴格按照合理工期或雙方約定確保項目按期接入并網。除不可抗力外，不能按期完成的，應該依法依規(guī)追究電網企業(yè)及其相關人員責任。因為能源主管部門核準配網項目滯后或政府部門原因造成不能按期完成的，應該依法依規(guī)追究相關政府部門及其人員的責任。

　　及時開辟電網企業(yè)合理補償渠道。分布式光伏發(fā)電項目免收系統備用容量費和相關服務費用，會相應直接減少電網企業(yè)收益。電網企業(yè)負責分布式光伏發(fā)電項目的接入系統工程以及因接入引起的公共電網改造部分投資。根據發(fā)展需要建設分布式光伏發(fā)電并網運行監(jiān)測、功率預測和優(yōu)化運行相結合的綜合技術體系，提供可明確區(qū)分項目總發(fā)電量、“自發(fā)自用”電量(包括合同能源服務方式中光伏企業(yè)向電力用戶的供電量)和上網電量，并具備向電力運行調度機構傳送項目運行信息功能的電能計量表等，都需要電網企業(yè)額外增加投資。

　　此外，落實國家規(guī)定的管理流程和時間要求，也需要電網企業(yè)額外增加人財物成本。按照權責利均衡原則，在落實電網企業(yè)無歧視并網接入服務責任的同時，需要及時針對直接收益減少、投資回收困難和成本增加，開辟足額補償渠道。特別是要結合獨立輸配電價改革試點，將相關配電網投資及時足額納入電網企業(yè)有效資產，將相關成本及時足額列入準許成本，通過電價回收，保證合理收益。

　　創(chuàng)建縣區(qū)專業(yè)互助組織，破解屋頂落實難難題

　　國發(fā)[2013]24號文明確提出，要完善土地支持政策和建設管理：對利用戈壁荒灘等未利用土地建設光伏發(fā)電項目的，在土地規(guī)劃、計劃安排時予以適度傾斜，不涉及轉用的，可不占用土地年度計劃指標;探索采用租賃國有未利用土地的供地方式，降低工程的前期投入成本;光伏發(fā)電項目使用未利用土地的，依法辦理用地審批手續(xù)后，可采取劃撥方式供地;完善光伏發(fā)電項目建設管理并簡化程序。

　　國能新能[2014]406號文也明確提出，要鼓勵地方政府建立光伏發(fā)電應用協調工作機制，引導建筑業(yè)主單位(含使用單位)自建或與專業(yè)化企業(yè)合作建設屋頂光伏發(fā)電工程，主動協調電網接入、項目備案、建筑管理等工作：對屋頂面積達到一定規(guī)模且適宜光伏發(fā)電應用的新建和改擴建建筑物，應要求同步安裝光伏發(fā)電設施或預留安裝條件;政府投資或財政補助的公共建筑、保障性住房、新城鎮(zhèn)和新農村建設，應優(yōu)先考慮光伏發(fā)電應用。

　　“屋頂落實難”并非沒有屋頂資源，而是難以協調使用。“國土批準難”主要是土地屬性變化大，審批時間長。如何把國務院及其能源主管部門的有關扶持政策落實到位，解決好屋頂落實難和國土批準難問題，關鍵是要發(fā)揮地方政府主導作用，既要全過程加強統籌協調，又要有專門組織具體操作。

　　地方政府要研究出臺屋頂資源使用指導意見。對于建筑物不同屬性(政府、企業(yè)或個人，國有企業(yè)或民營企業(yè))及其屋頂不同類型(主要是指在屋頂安裝光伏發(fā)電的難易程度)分別予以規(guī)范，分類規(guī)范屋頂使用補償標準。如對政府機構和國有企業(yè)所屬建筑物，適宜光伏發(fā)電應用的，具備安裝條件的應限期安裝，不具備安裝條件但改造費用較少的應限期改造后安裝;政府投資或財政補助的公共建筑、保障性住房、新城鎮(zhèn)和新農村建設，應優(yōu)先考慮光伏發(fā)電應用。

　　分布式光伏發(fā)電專項規(guī)劃要落實好屋頂使用意向。當建筑物屋頂擁有者、項目單位和電力用戶不是同一主體時，由于經濟關系復雜，利益難以平衡，需要地方政府出面協調。地方政府在研究編制分布式光伏發(fā)電專項規(guī)劃過程中，要逐項落實屋頂資源意向，不僅要計算統計屋頂類型、面積等數據資料，更要落實好屋頂擁有者同意安裝并消納分布式光伏發(fā)電的使用意向書。

　　各縣區(qū)及大型開發(fā)區(qū)成立專業(yè)互助組織，協助地方政府具體承擔屋頂落實、電網接入、項目備案、建筑管理等事宜。專業(yè)互助組織為非盈利組織，既有與分布式光伏發(fā)電相關的政府部門參與，又有相關投資企業(yè)參與，收入來源是地方政府專項采購服務費用和光伏發(fā)電項目前期工作商品化收益。

　　在分布式光伏發(fā)電專項規(guī)劃研究編制階段，專業(yè)互助組織協助地方政府具體落實各類屋頂使用意向書和相關土地資源屬性界定等工作，增強規(guī)劃可操作性。專項規(guī)劃以法定程序審批公布后，專業(yè)互助組織協助地方政府逐項落實項目開發(fā)方式和發(fā)電消納方案，項目開發(fā)方式包括屋頂擁有者自主投資開發(fā)、合作開發(fā)或出讓外來投資者開發(fā)等。

　　國家年度指導規(guī)模下發(fā)后，專業(yè)互助組織協助地方政府將合作開發(fā)和外來投資者開發(fā)的項目進行市場公開招標，擇優(yōu)選擇投資主體;確定項目投資主體后，協助辦理屋頂落實、電網接入、項目備案等事宜。

　　創(chuàng)新分布式光伏發(fā)電投融資模式

　　國發(fā)[2013]24號文提出，要開放用戶側分布式電源建設，支持和鼓勵企業(yè)、機構、社區(qū)和家庭安裝、使用光伏發(fā)電系統。

　　分布式光伏發(fā)電投資模式可以分為三類：第一類是自主投資模式，就是擁有屋頂資源的機關、機構、企業(yè)、社區(qū)和家庭等自行投資安裝使用分布式光伏發(fā)電，自發(fā)自用為主，余量賣給電網企業(yè)或其他用戶、售電公司。該模式生產關系最為簡單、協調量少，無論是從分布式光伏發(fā)電的功能定位，還是從實施難易程度來看，自主投資模式都應該得到國家優(yōu)先支持和鼓勵。為促進該模式優(yōu)先發(fā)展，可以通過設立縣區(qū)互助組織或區(qū)域專業(yè)化運營企業(yè)，來統籌協助解決各家各戶的光伏發(fā)電系統的運行維護問題。

　　第二類是合作投資模式，就是屋頂資源擁有者通過與其他投資者合資，共同投資建設分布式光伏發(fā)電。這里的其他投資者范圍較廣，既可以是個人投資者，又可以是資金投資者，還可以是能源類專業(yè)公司等。對于社區(qū)和家庭的屋頂而言，在屋頂擁有者不具備完全自主投資能力時，應支持和鼓勵屋頂擁有者優(yōu)先吸納社區(qū)內甚至相鄰家庭的個人投資者合資開發(fā)分布式光伏發(fā)電，同時共同就地消納。鼓勵專業(yè)化能源服務公司與用戶合作，合資投資建設和經營管理為用戶供電的光伏發(fā)電及相關設施。

　　第三類是出讓投資模式，就是屋頂資源擁有者出租讓渡給其他投資者投資安裝分布式光伏發(fā)電，并且消納其發(fā)電。該模式生產關系復雜、協調量大，前期工作時間長，需要地方政府的統籌協調。

　　對于分布式光伏發(fā)電融資創(chuàng)新，國能新能[2014]406號文提出了具體思路。一是鼓勵銀行等金融機構對分布式光伏發(fā)電項目提供優(yōu)惠貸款，采取靈活的貸款擔保方式，探索以項目售電收費權和項目資產為質押的貸款機制。

　　二是鼓勵銀行等金融機構與地方政府合作建立分布式光伏發(fā)電項目融資服務平臺，與光伏發(fā)電骨干企業(yè)建立銀企戰(zhàn)略合作關系，探索對有效益、有市場、有訂單、有信譽的“四有企業(yè)”實行封閉貸款。

　　三是鼓勵地方政府結合民生項目對分布式光伏發(fā)電提供貸款貼息政策。

　　四是鼓勵采用融資租賃方式為光伏發(fā)電提供一體化融資租賃服務，鼓勵各類基金、保險、信托等與產業(yè)資本結合，探索建立光伏發(fā)電投資基金，鼓勵擔保機構對中小企業(yè)建設分布式光伏發(fā)電開展信用擔保，在支農金融服務中開展支持光伏入戶和農業(yè)設施光伏利用業(yè)務。

　　五是建立以個人收入等為信用條件的貸款機制，逐步推行對信用度高的個人安裝分布式光伏發(fā)電提供免擔保貸款。

　　六是繼續(xù)推進分布式光伏發(fā)電應用示范區(qū)建設，重點開展發(fā)展模式、投融資模式及專業(yè)化服務模式創(chuàng)新。鼓勵示范區(qū)政府與銀行等金融機構合作開展金融服務創(chuàng)新試點，通過設立公共擔保基金、公共資金池等方式為本地區(qū)光伏發(fā)電項目提供融資服務。

　　創(chuàng)新完善電價補貼政策和補貼資金管理

　　國發(fā)[2013]24號文提出對分布式光伏發(fā)電實行按照電量補貼的政策，建立由電網企業(yè)按月轉付補貼資金的制度。中央財政按季度向電網企業(yè)預撥補貼資金，確保補貼資金及時足額到位。對分布式光伏發(fā)電自發(fā)自用電量免收可再生能源電價附加等針對電量征收的政府性基金。

　　發(fā)改價格[2013]1638號文明確規(guī)定對分布式光伏發(fā)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(含稅)，通過可再生能源發(fā)展基金予以支付，由電網企業(yè)轉付。其中，分布式光伏發(fā)電系統自用有余上網的電量，由電網企業(yè)按照當地燃煤機組標桿上網電價收購。

　　對分布式光伏發(fā)電系統自用電量免收隨電價征收的各類基金和附加，以及系統備用容量費和其他相關并網服務費。國家根據光伏發(fā)電發(fā)展規(guī)模、發(fā)電成本變化情況等因素，逐步調減光伏電站標桿上網電價和分布式光伏發(fā)電電價補貼標準，以促進科技進步，降低成本，提高光伏發(fā)電市場競爭力。

　　鼓勵通過招標等競爭方式確定分布式光伏發(fā)電電價補貼標準，但通過競爭方式形成的電價補貼標準不得高于國家規(guī)定的電價補貼標準。

　　財政部《關于分布式光伏發(fā)電實行按照電量補貼政策等有關問題的通知》(以下簡稱財建[2013]390號)明確，國家補貼資金通過電網企業(yè)轉付給分布式光伏發(fā)電項目單位，并規(guī)范了資金撥付流程：中央財政根據可再生能源電價附加收入及分布式光伏發(fā)電項目預計發(fā)電量，按季向國家電網公司、南方電網公司及地方獨立電網企業(yè)所在省級財政部門預撥補貼資金。

　　電網企業(yè)根據項目發(fā)電量和國家確定的補貼標準，按電費結算周期及時支付補貼資金。具體支付辦法由國家電網公司、南方電網公司、地方獨立電網企業(yè)制定。國家電網公司和南方電網公司具體支付辦法報財政部備案，地方獨立電網企業(yè)具體支付辦法報省級財政部門備案。

　　年度終了后1個月內，國家電網公司、南方電網公司對經營范圍內的項目上年度補貼資金進行清算，經省級財政、價格、能源主管部門審核同意后報財政部、國家發(fā)展改革委、國家能源局。地方獨立電網企業(yè)對經營范圍內的項目上年度補貼資金進行清算，由省級財政部門會同價格、能源主管部門核報財政部、國家發(fā)展改革委、國家能源局。財政部會同國家發(fā)展改革委、國家能源局審核清算。

　　國能新能[2014]406號文結合發(fā)展過程中的實際難題，對分布式光伏發(fā)電的電費結算和補貼撥付進行了補充完善。一是各電網企業(yè)按月(或雙方約定)與分布式光伏發(fā)電項目單位(含個人)結算電費和轉付國家補貼資金，要做好分布式光伏發(fā)電的發(fā)電量預測，按分布式光伏發(fā)電項目優(yōu)先原則做好補貼資金使用預算和計劃，保障分布式光伏發(fā)電項目的國家補貼資金及時足額轉付到位。

　　二是電網企業(yè)應按照有關規(guī)定配合當地稅務部門處理好購買分布式光伏發(fā)電項目電力產品發(fā)票開具和稅款征收問題。三是對已備案且符合年度規(guī)模管理的項目，電網企業(yè)應做好項目電費結算和補貼發(fā)放情況的統計，并按要求向國家和省級能源主管部門及國家能源局派出機構報送相關信息。

　　四是項目并網驗收后，電網企業(yè)代理按季度向財政部和國家能源局上報項目補貼資格申請。

　　從理論分析，只要嚴格執(zhí)行國家發(fā)展改革委、財政部和國家能源局相繼出臺的上述政策文件，就能夠較好地解決電費回收和電價補貼到位的問題。但在實際執(zhí)行過程中，卻反映出兩大難題并沒有得到較好解決。

　　分析原因：其一，分布式光伏發(fā)電發(fā)展時間不長，新做法涉及眾多政府部門和環(huán)節(jié)，需要一定時間來調整完善各類配套政策和理順工作流程，發(fā)展初期出現這些問題是正常的。

　　其二，國家財政補貼資金總量有缺口，中央財政根據可再生能源電價附加收入及分布式光伏發(fā)電項目預計發(fā)電量，難以足額按季向國家電網公司、南方電網公司及地方獨立電網企業(yè)所在省級財政部門預撥補貼資金。電網企業(yè)也因此難以根據項目發(fā)電量和國家確定的補貼標準，按電費結算周期及時足額支付補貼資金。這就需要堅持發(fā)展規(guī)模與財政補貼能力直接掛鉤的原則，量財力而定發(fā)展規(guī)模。

　　其三，國家補貼資金撥付流程尚待優(yōu)化，需要更加發(fā)揮電網企業(yè)作用，強化統籌規(guī)劃和部際聯席項目核準制，增強信息透明度，充分利用互聯網來縮短審核時間，加快撥付節(jié)奏。其四，全面推行電網企業(yè)電費收取委托制。在分布式光伏發(fā)電發(fā)展初期，國家明確委托電網企業(yè)負責為分布式光伏發(fā)電項目無償提供電費收取、補貼申領等服務，為此發(fā)生的相關成本應統一從可再生能源電價附加中支付，或列入獨立輸配電價中的輸配電網準許成本予以回收。