能源局提方案 分布式光伏补贴政策现雏形

近日，国家能源局在京召开促进光伏产业健康发展座谈会，研究分布式光伏发电发展具体措施，并对分布式光伏发电示范区建设工作进行部署。

中国证券报记者了解，会上，国家能源局提出《分布式光伏发电示范区工作方案》。方案拟定的示范项目度电补贴资金为不超过0.45元/千瓦时。方案要求，与会的7省7市能源局需在7月10日前完成示范区实施方案并上报，获批示范区需在2013年7月底前启动项目建设。

市场分析人士认为，此次能源局会议是继去年9月首次启动分布式光伏发电示范项目申报工作以来，推进国内分布式光伏发电建设的又一次力举，2013年全年国内新增光伏发电装机将有望突破10GW。

新增10GW市场不是问题

去年9月，国家能源局公布《关于申报分布式光伏发电规模化应用示范区的通知》，要求各省市区上报分布式光伏发电示范区实施方案。并提出每个省(区、市)申报支持的数量不超过3个，申报总装机容量原则上不超过50万千瓦。

当时消息一出，业内曾乐观预期，这标志着国家正式启动规模超过1500万千瓦的分布式光伏发电国内市场，市场空间超过1500亿元。不过，市场激情因相关政策配套实施细则迟迟不见出台而渐渐消退，尤其是牵动全行业神经的电价补贴政策历经一波三折仍未发布，更让此前预期的市场大爆发未能如期来临。

如今的能源局会议和上次最大的不同，是明确了“示范区项目申报的财政补贴资金需求不超过0.45元/度”，表明目前光伏企业所热切期盼的度电补贴政策雏形已现，且补贴额度已有定论。一位券商分析师指出，“按照目前中东部光照条件及工商业用电水平，如果补贴上限额度定于0.45元/度，则投资分布式光伏电站，特别是屋顶电站的内部收益率仍比较可观。”

此前，有国内大型光伏电站开发商相关人士曾表示，度电补贴力度如果不是十分“不给力”，企业投资建电站的热情就很容易被激发，全国一年新增10GW市场空间不是问题。

高门槛被指“嫌贫爱富”

不过，申请分布式光伏发电示范区项目的“高门槛”，让企业界人士颇为忧心。工作方案一颇引人注意的条款是:示范区项目“原则上由一个开发主体主要采用‘自发自用’模式运营”。众多企业人士均指出，这一条款引起热议的关键词在于“一个开发主体”和“‘自发自用’模式”。

他们认为，按照示范区规模要求至少须达100兆瓦，如此大规模电站，前期建设资金至少要7亿元。在没有初始投资补贴，后期电站发电量还要靠“自发自用”来解决的背景下，一个开发主体前期需要投入7个亿来建电站，符合要求的只有央企和国字头企业。对于目前普遍“钱紧”的民营开发商来说，可能只有望而兴叹。

这种说法也得到上述券商分析师的认同。该分析师表示，示范区未来可能将是财政补贴重点倾斜的领域，如果被挡在这一市场门外，对于广大的民营电站开发商来说，只有选择去城市个人屋顶电站及农村市场去争食有限空间。

我国分布式光伏发电示范工程项目已进入倒计时阶段。昨日 (6月25日)，国家能源局对外宣布，16日上午，该局在北京召开分布式光伏发电工作会，研究布置分布式光伏发电示范区项目工作方案和具体措施。

据《每日经济新闻》记者从参会的业内人士处获悉，会议明确要求各省份能源局在7月10日前完成实施方案并上报，获批示范区需在7月底前启动项目建设。此外，各地分布式光伏发电规模化示范区选择1~2个条件好的国家级经济开发区或工业园区实施，主要采用“自发自用”模式运营，补贴资金需求低于0.45元/千瓦时。

截至目前，国家发改委还没有正式公布光伏发电的入网电价方案。厦门大学能源经济研究中心林伯强对《每日经济新闻》记者表示，最终的电价方案肯定要在示范工程开始前颁布，如果定价较高，那么光伏企业的发展动力就会充足，利好整个行业的发展。

名单:在7月20日前明确/

去年9月，国家能源局发布了《关于申报分布式光伏发电规模化应用示范区的通知》；同年10月，国家电网正式发布了 《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》，大大推进并网进程，刺激了业界对分布式光伏系统的投资热情。

今年6月14日，国务院提出六项支持光伏产业健康发展措施后，各省已基本完成上报分布式光伏示范区方案。

6月16日上午，国家能源局召开分布式光伏发电工作会，提出了《分布式光伏发电示范区工作方案》(以下简称《示范区方案》)，北京、上海、天津、河北、广东、江苏、浙江、山东、辽宁、江西等省份以及深圳、宁波、青岛、大连等市的发改委或能源局相关负责人到会。

此次，国家能源局要求各省级能源主管部门(含计划单列市)按照《示范区方案》的要求组织编制示范区实施方案，经过初步论证后，在7月10日前将实施方案上报国家能源局。原则上一个省(自治区、直辖市)先上报一个示范区，如条件优越且准备充分可上报2个，计划单列市可单独上报(不占所在省名额)。国家能源局在总结示范区经验后，将在严格标准、严格要求的前提下增加示范区数量。

各省份能源局推荐的示范区需要编制实施方案，其主要内容包括:示范区分布式光伏发电建设规模、各项目清单及有关信息、投资经营方式、配套电网情况和初步衔接意见。相关方案还需要明确包括2013年拟开工建设规模、可建成并网规模和2015年的预计规模。

国家能源局还要求各示范区详细调查各项目的运行条件。如:安装光伏的单位的光伏发电出力与用电负荷的匹配情况；测算项目光伏发电量和自发自用比例；测算项目的发电成本及合理收益，与用户侧替代网购电的价格对比，并考虑消费光伏发电量的用户的收益分成，提出最低度电补贴标准建议。

对各地区上报的示范区实施方案进行审核，按照示范区的先进性、经济性、可推广性进行筛选，并将实施方案送电网企业研提配套电网落实的意见。国家能源局将在7月20日前明确示范区名单，获批的示范区将在2013年7月底前启动建设。

原则:自发自用就地消纳/

据参会人士透露，会议还要求已上报至国家能源局的分布式光伏发电规模化示范区，选择1~2个太阳能资源条件好、用电负荷较大、网购电价格高、工业企业集中度高的国家级经济开发区或工业园区实施。这些被选中的园区在原则上由一个开发主体进行投资开发，由其统一协调建筑屋顶使用。光伏发电量消费以及与电网的关系，主要采用“自发自用”模式运营，补贴资金需求低于0.45元/千瓦时。

目前，这种唯一业主的鼓励政策是否会强制实施以及实施后能否保证政策的目的尚不可预料。

国家发改委副主任、能源局局长吴新雄在会上指出，重点在经济发达地区选择网购电价格高、电力负荷峰谷差大、补贴相对少、用电量大且负荷稳定的工业园区，按照“自发自用、就地消纳”原则开展分布式光伏应用示范。研究分布式光伏发电的建设条件和政策措施，按照先试点、后推广的方式积极推进分布式光伏发电应用。

浙江省太阳能行业协会秘书长沈福鑫对《每日经济新闻》记者表示，分布式光伏发电示范区一旦推行，对我国光伏发电将会有一个良好的推动作用，光伏发电大面积开发的政策推行对当前整个环境都有利。根据光伏产业发展“十二五”目标，在35GW光伏安装容量中，分布式光伏占据超过一半的比例。

此前国家发改委发出的《关于完善光伏发电价格政策通知》的征求意见稿(以下简称《意见稿》)，明确提出“分布式发电自发自用电价补贴为0.35元/度”。此规定一经曝光，曾饱受业内诟病。部分光伏企业界人士认为，0.35元/度补贴太低，由此遭到发电集团及光伏巨头一致反对。

电价:最初可以定高些/

由于分布式光伏发电示范工程即将启动，业内人士分析，相关的电价方案有望在7月底左右公布。

林伯强告诉《每日经济新闻》记者，“最终的电价方案肯定要在示范工程开始前颁布，否则怎么实行示范呢?”他表示，对于光伏入网的电价，最初还是定价高一点比较好。如果定价较高，那么光伏企业的发展动力就会充足，对整个行业的发展都是有利的，而入网电价后期可以根据现实来调整。如果一开始就定价比较低，导致产业没有发展起来，那么后期也不好提高电价。

据了解，分布式光伏示范区的项目将按统一发电量给予补贴。项目自发自用电量和多余上网电量均按照统一标准补贴，中央财政不再给予项目投资补贴。

国家能源局此次发布的 《示范区方案》强调，在国家补贴标准之外，地方政府可给予项目投资补贴或增加度电补贴。这意味“金太阳”式的装机补贴方式将不会用于分布式光伏示范区的项目，但地方政府将根据其经济能力提供额外的补贴。

据 《每日经济新闻》记者了解，项目所在的用户从电网购电执行正常的用电价格政策，多余光伏发电量上网，由电网企业按照当地脱硫燃煤火力发电标杆电价收购。对光伏发电的发电量、多余光伏发电量上网电量，由电网企业负责计量、统计，并据此按照国家规定的度电补贴标准按月转拨国家补贴资金。

光伏发电项目可由电力用户自建，也可采用合同能源管理方式。其中，合同能源管理企业需要依据国家关于合同能源管理等规定与电力用户签订能源服务协议。

林伯强认为，示范区对行业和企业的作用到底有多大，还是要看最终的入网电价情况，如果制定的电价高了，那么做的企业自然就会多，如果低了那么愿意做的人自然会减少。今年7月底，新的分布式光伏发电示范区项目将在全国铺开，这是《第一财经日报》记者从昨日获得的一份“分布式光伏发电示范区工作方案”(下称“方案”)等材料中了解到的。这也可被看做政府通过实施重大项目，力挺国内光伏产业发展的举动。

有关人士介绍，每个省(区、市)先由一个投资主体在国家级经济开发区(或工业园区)实施这类项目(1到2个)，可采用合同能源管理方案操作，且今年7月10日前汇总至国家能源局。不过多位行业人士则表示，方案虽不错，但操作上有难度，如上报项目的时间段过于紧张、设立一个投资主体不现实、合同能源管理模式操作时不能完全确保投资收益等。

企业称1个月时间过紧

分布式光伏发电系统，又称分散式发电或分布式供能，用中小型光伏发电供电系统来满足特定用户的需求。分布式发电一般接入配电网，发电后就地消纳，不必并入主干电网。

在看到上述方案后，一家东部省市的光伏企业李姓销售人士有些纳闷: “文件中提到，要在2013年7月10日前，各地区将方案上报国家能源局，20日国家明确示范区名单，7月底启动建设，我感觉时间太紧迫了。”

从现在看，距离启动项目的时间约5周，电站投资方等要立刻寻找相应的国家级园区，与对方谈好条件，若彼此能迅速达成口头意向的话，还要看该园区内有多少面积的屋顶、可建多少光伏组件，园区内部的电量消耗值、电压等也要一一测算。

而且，上报的文件中还要有其他详细结论做支撑:如测算光伏发电与用电负荷的匹配度、测算光伏发电量及自发自用比例、发电成本及合理收益、用户收益分成，提出最低度电补贴标准建议等，“这一系列工作，再快的速度估计也要用2个月。我想，可能是有个别的企业提早已知道了政策，早就做了准备。否则从现在开始做准备的企业，几乎是不可能完成的任务。”李先生谈到。

另一方面，若只有一个投资主体(即投资者)参与示范区光伏项目的建设，李先生也不太能理解，“现在几乎没人可拿出足够的投资资金来单独做一个项目，联合几方投资还可能实现。”协鑫集团一位刘姓管理层也说道，愿意参与的投资者可能主要是这些园区下面的那些创投或者投资公司，“我们也觉得多个主体参与建设的话会更好，资金压力小，风险也分散一些。”

合同能源管理保护机制不够

“在整个政策中，我感觉更重要的一点是未来收益能否保证的问题。”李先生说，按照新文件，国家应倾向于合同能源管理的模式进行收益结算，“这不是不好，而是还有一些缺陷。”

李先生所服务企业所在的地区，就有一个国家级开发区。按一般模式，电站投资者的收入(即售电价格)基本是0.92元/千瓦时(以国家补贴0.45元+0.47元脱硫电价计算)；而如果换成“合同能源管理”模式，电站投资者的收入则是1.25元/千瓦时(0.45元补贴价+高新区电价的90%，约0.8元)。相比之下，售电越贵对投资者越合算；而且后一种合作方式中，投资者和用电方单独结算费用，不涉及对主干网的接入影响，是电网所推崇的。

所以，国家对合同能源管理的推行也是有道理的，按照后一种算法，基本上投资6年后就有固定收益。

但合同能源管理也存在着几个弊端:其一，没人保证用电企业能长期在这一园区内运转，这样卖方(即电站投资方)的收益就不确定；其二，没有相应机制约束用电企业一直缴纳电费，毕竟卖方无法像电网公司那样可以因对方不买单而随时断电、限电。

不过，一家已签订合同能源管理的用电企业工作人员刘先生则表示，合同能源管理的实施能否到位，涉及信誉及担保体系等诸多方面。假设用电企业有第三方担保，或有保险公司愿对这类项目进行承保，上述难题解决起来也不算特别复杂。“光伏项目本来就在试验和摸索中，不可能面面俱到，而且国家有些政策也是在征求意见的过程中，企业和政府都可以再提意见进行完善。如果知难而退，很多光伏项目都将寸步难行了。”