他提到，新能源補貼拖欠問題近年來已經(jīng)成為制約光伏行業(yè)發(fā)展的首要問題之一，建議將可再生能源電價附加征收標準由0.019元/千瓦時上調(diào)至0.03元/千瓦時，并保證全部電量足額征收。此外，針對戶用光伏的發(fā)展所面臨的種種困難，他建議戶用光伏完全參照扶貧的補貼標準執(zhí)行；地方政府出臺地方補貼支持；鼓勵金融機構積極支持戶用光伏，銀行加大光伏貸力度，并降低利率水平，提高項目服務效率。
一、關于加快破解光伏發(fā)電補貼拖欠問題的提案
近幾年來，我國光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展取得了舉世矚目的成就。國家能源局數(shù)據(jù)顯示，到2017年底，全國光伏發(fā)電裝機達到1.3億千瓦，穩(wěn)居全球第一。然而，包括光伏補貼在內(nèi)的新能源補貼拖欠，近年來像滾雪球一樣越滾越大，成為制約行業(yè)發(fā)展的首要問題之一。
目前可再生能源補貼目錄已發(fā)至第六批，涵蓋至2015年2月底前并網(wǎng)的電站。自2015年3月以后并網(wǎng)的光伏和風電等可再生能源項目還未被納入到國家可再生能源補貼目錄內(nèi)。經(jīng)測算，2017年新能源補貼需求月1200億元，按照目前每千瓦時1.9分的征收標準，可再生能源附加費收入約690億，預計缺口510億元。
加上此前累計到2016年底的可再生能源補貼缺口將近600億，所以2017年底補貼總缺口1110億元。在附加費不提高的情況下，即便不新增可再生能源，每年都有1110億的缺口，20年累計缺口將達2萬多億元。
而且至今為止國家也沒有出具更加有效的政策及辦法來解決這個問題。同時，國家補貼目錄確認周期和發(fā)放周期越來越長，申報程序繁瑣。從申報到資金撥付時間跨度長達一年甚至兩年以上，加重了拖欠問題。
建議：1、提高可再生能源電價附加征收標準。根據(jù)可再生能源發(fā)展規(guī)模，相應提高可再生能源電價附加征收標準。由目前0.019元/千瓦時上調(diào)至0.03元/千瓦時,并保證全部電量足額征收。
2、優(yōu)化可再生能源補貼資金發(fā)放及報審機制。簡化現(xiàn)行可再生能源補貼資金的申報、撥付程序，建立高效的補貼申報審批管理流程，建議改為每季度申報一次，半年審批公布一次，確保補貼資金能及時到位，促進行業(yè)良性發(fā)展。
3、加快建立可再生能源發(fā)電配額強制考核辦法和綠色電力證書強制約束交易。以強制配額提高可再生能源發(fā)電的消納水平，促進降低發(fā)電成本，弱化對補貼的依賴性。加快推進綠證強制交易工作，促進補貼壓力轉移及利益優(yōu)化分配，避免補貼缺口越滾越大。
二、關于鼓勵居民分布式光伏發(fā)展的提案
2017年，中國分布式光伏爆發(fā)式增長，全年新增裝機19.44GW，同比增長3.7倍。其中，居民分布式裝機累計裝機超40萬戶，浙江、山東、河北等省累計安裝量均已超過10萬戶。
近年來，我國相繼出臺了美麗鄉(xiāng)村、精準扶貧、鄉(xiāng)村振興等一系列促進農(nóng)村發(fā)展的政策。居民分布式光伏不僅有利于推廣清潔能源，也有利于促進農(nóng)戶和村集體增加收入，助推脫貧攻堅和美麗鄉(xiāng)村建設。
例如，浙江省一些地方政府與光伏企業(yè)共同探索出了“光伏強村、光伏富民、光伏扶貧”等模式，并將戶用光伏納入十大民生實事工程，既保護環(huán)境又造福農(nóng)民。
但是，戶用光伏的發(fā)展仍面臨困難重重。除浙江外，絕大部分地方?jīng)]有地方補貼支持，居民收益難以確保，導致戶用光伏推廣緩慢。部分地區(qū)電費補貼發(fā)放不及時、時常拖延，發(fā)放周期甚至長達6個月以上。居民電站并網(wǎng)接入時間長，從申請到完成并網(wǎng)需2個月左右。光伏貸金融產(chǎn)品不健全，銀行光伏貸業(yè)務成本高、標準高、額度低、效率低。
此外，國家逐年下調(diào)了光伏發(fā)電補貼標準，一些地方補貼也逐漸消失取消，補貼下降速度已遠超預期，加劇了企業(yè)經(jīng)營壓力。
建議：1、國家實行差異化光伏補貼政策。針對戶用光伏與地面電站實行不同的補貼標準，建議戶用光伏完全參照扶貧的補貼標準執(zhí)行。
2、地方政府出臺地方補貼支持。參照浙江運作模式，地方政府可根據(jù)地方資源狀況出臺地方補貼政策。
3、鼓勵金融機構積極支持戶用光伏。銀行加大光伏貸力度，并降低利率水平，提高項目服務效率。
三、關于建立戶用光伏標準的提案
2017年，我國分布式光伏新增裝機1944萬千瓦，同比增長3.7倍，分布式光伏發(fā)電呈現(xiàn)爆發(fā)式增長。其中，戶用光伏并網(wǎng)超過40萬戶，增速達250%，裝機量超過2GW，占分布式比重超11%。
因我國戶用市場剛起步，有光伏行業(yè)品牌企業(yè)進入，也有許多專業(yè)實力弱的企業(yè)進入，出現(xiàn)了信用資質、產(chǎn)品品質、售后服務等方面參差不齊，部分經(jīng)銷商、代理商、集成安裝商以次充好，安裝操作不規(guī)范，利用居民對戶用光伏安裝和售后服務缺乏了解，用低價吸引居民，電站質量難以保障，安全隱患堪憂。
建議：1、國家能源局授權或組織成立戶用光伏專業(yè)標準化技術委員會，研究制定出臺戶用光伏系統(tǒng)及設備規(guī)范、標準及體系，規(guī)范光伏產(chǎn)品的市場準入；
2、規(guī)范市場主體行為，明確對經(jīng)銷商、代理商、集成安裝商的專業(yè)性要求和售后與運維責任，杜絕虛假宣傳，避免因非專業(yè)性安裝而導致的電站質量安全隱患；
3、明確和建立相關監(jiān)管主體和職能，促進市場的安全健康發(fā)展。
四、關于細化光伏電站投資開發(fā)規(guī)范的提案
近年來，倒賣“路條”行為給光伏市場良性競爭造成沖擊。為此，國家能源局于2014年先后出臺了《關于進一步加強光伏電站建設與運行管理工作的通知》（“445號文”）、《關于開展新建電源項目投資開發(fā)秩序專項監(jiān)管工作的通知》（“450號文”）以及《關于規(guī)范光伏電站投資開發(fā)秩序的通知》（“477號文”），打擊光伏電站投機行為。
477號文強調(diào)，申請光伏電站項目備案的企業(yè)應以自己為主（作為控股方）投資開發(fā)為目的，按照規(guī)劃和年度計劃及時開展項目建設。對于不以自己為主進行投資開發(fā)、而是以倒賣項目備案文件或非法轉讓牟取不當利益為目的的企業(yè)，各級能源主管部門應規(guī)定其在一定期限內(nèi)不能作為投資主體開發(fā)光伏電站項目。
出于正當理由進行項目合作開發(fā)和轉讓項目資產(chǎn)，不能將政府備案文件及相關權益有償轉讓。已辦理備案手續(xù)的項目的投資主體在項目投產(chǎn)之前，未經(jīng)備案機關同意，不得擅自將項目轉讓給其他投資主體。
但是，477號文中對于違規(guī)進行項目轉讓以及擅自變更項目投資主體的認定標準規(guī)定不甚明確。目前，各地能源主管部門對于光伏電站項目在投產(chǎn)前進行項目轉讓或變更項目投資主體事宜普遍持否定態(tài)度，即已經(jīng)備案的光伏電站項目在投產(chǎn)前原則上不得進行項目轉讓或變更項目投資主體。
并且，相關主管部門對于項目轉讓或項目投資主體變更的理解不僅包括項目建設主體的變更，也包括已備案的項目建設主體的股權結構發(fā)生變動（包括股權轉讓、其他投資方增資入股等情形）。這對打擊光伏電站投機行為起到了很大作用，但對正常的光伏電站收購交易也產(chǎn)生較大的影響。
例如，一些中小型企業(yè)或貧困地區(qū)的企業(yè)，在獲得光伏項目的審批或備案手續(xù)后，因缺乏足夠的資金或技術，需引入實力雄厚的第三方共同合作開發(fā)項目。
但由于相關政策的不明確和實踐中否定性的窗口指導意見，使交易結構復雜、成本高，也增加了合格投資者、優(yōu)秀合作方的商業(yè)風險。甚至導致一些項目因后續(xù)資金與技術的投入乏力，未能如期投入運營，資源浪費嚴重。
建議：在打擊“路條”投機行為的同時，細化投機行為的認定標準，明確準入標準或制訂“負面清單”，區(qū)分、鼓勵光伏市場的正常交易，促進光伏業(yè)持續(xù)健康發(fā)展。
五、關于深化分布式發(fā)電市場化交易試點工作的提案
近年來，我國分布式光伏電站新增裝機容量不斷攀升，2017年裝機容量高達19.4GW，同比增長3.7倍，占全年光伏總裝機容量的36%，分布式光伏已成為國內(nèi)光伏應用的主流方向。
但發(fā)展過程中出現(xiàn)的投資方電費收取缺乏保障、電價補貼缺口增大造成發(fā)放時間延長、相關屋頂資源與電力用戶資源嚴重不匹配等問題，既對國家財政造成一定壓力，也對項目持續(xù)運營及行業(yè)后續(xù)發(fā)展前景造成較大影響，嚴重影響廣大投資者信心，亟待得到解決，這不僅需要技術應用創(chuàng)新，更需要相應的政策支持和商業(yè)模式創(chuàng)新。
國家發(fā)改委能源局在2017年底相繼發(fā)布了《關于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》（發(fā)改能源〔2017〕1901號）、《關于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的補充通知》（發(fā)改辦能源〔2017〕2150號）（以下簡稱《通知》）。根據(jù)通知規(guī)定，企業(yè)可以通過直接交易、委托電網(wǎng)企業(yè)代售電、電網(wǎng)企業(yè)按標桿上網(wǎng)電價收購等三種模式實現(xiàn)市場化交易。
同時通過適當降低納入試點項目的度電補貼標準，倒逼投資方降低系統(tǒng)成本，推動早日實現(xiàn)用電側平價上網(wǎng)，為最終完全取消財政補貼奠定基礎。“隔墻售電”模式一旦全面落實到位，將對分布式光伏持續(xù)健康發(fā)展提供強大保障。
但是，《通知》對分布式交易試點工作開展過程中政府部門的分工以及監(jiān)督考核機制還未作出細致規(guī)定，導致地方試點項目申報時，發(fā)改委電力主管部門和新能源主管部門交叉管理，缺乏明確牽頭及配合單位，不利于開展試點項目等；申報材料中要求電網(wǎng)企業(yè)出具試點申報相關支持性意見，包括電力消納能力承諾函等，間接對試點工作的開展可能承擔相應的責任，使得電網(wǎng)企業(yè)對試點項目申報缺乏積極性。
建議：1、明確試點工作的支持責任部門和配合部門，制定相應的監(jiān)督考核機制，督促相關部門全面重視分布式發(fā)電市場化交易工作的開展與落實工作，為后續(xù)全面開展打好堅實基礎；
2、組織第三方評估機構根據(jù)電網(wǎng)公司提供和合法途徑獲取的數(shù)據(jù)，對分布式發(fā)電試點項目編制電力消納能力評估報告，組織公開評審，邀請電網(wǎng)企業(yè)參與評審并提意見，結果進行專家論證。提高電網(wǎng)企業(yè)參與分布式發(fā)電市場化交易工作的積極性，降低其責任擔當風險。
3、建議各省級發(fā)改能源部門根據(jù)地區(qū)實際情況，盡快組織出臺分布式發(fā)電市場化交易工作開展的實施細則，加快推進此項工作全面落地。
六、關于深化儲能產(chǎn)業(yè)支持政策的提案
我國政府承諾2030年左右碳排放達到峰值，煤電占比逐步下降，可再生能源將實現(xiàn)規(guī)模化發(fā)展，并大量接入到電網(wǎng)。但可再生能源發(fā)電具有的波動性、間歇性與隨機性會對電網(wǎng)帶來挑戰(zhàn)。作為推動未來能源發(fā)展的前瞻性技術，儲能產(chǎn)業(yè)在新能源并網(wǎng)、電動汽車、微電網(wǎng)、家庭儲能系統(tǒng)、電網(wǎng)支撐服務等方面都將發(fā)揮巨大作用。
據(jù)測算，未來兩三年內(nèi)，我國儲能設備安裝量或將實現(xiàn)七到十倍的增長，大規(guī)模商業(yè)化發(fā)展蓄勢待發(fā)。但不可否認，目前儲能成本偏高，而且由于還沒有形成規(guī)模效應，短時間內(nèi)成本也很難降下來。國家層面也出臺了相關產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃和指導意見，可仍未見類似于光伏行業(yè)創(chuàng)新的金融模式或系統(tǒng)支持政策，以進一步推進儲能產(chǎn)業(yè)的大規(guī)模應用。
截至2016年底，我國投運的儲能項目累計裝機規(guī)模24.3GW，同比增長4.7%。其中電化學儲能項目累計裝機規(guī)模達243.0MW，同比增長72%。近年，電化學儲能在各類企業(yè)積極參與情況下得到快速發(fā)展，但大多為示范項目，難實現(xiàn)盈利。從長遠來看，若無法實現(xiàn)盈利，將很難持續(xù)發(fā)展。
2017年12月，雖說國家能源局南方監(jiān)管局下發(fā)《關于印發(fā)南方區(qū)域“兩個細則”（2017版）的通知》，對容量在2MW/0.5小時及以上的提供調(diào)峰服務的儲能電站，對充電電量進行500元/兆瓦時的補償，對儲能行業(yè)發(fā)展釋放了利好。但整體來說，目前我國儲能產(chǎn)業(yè)仍存在缺乏系統(tǒng)性支持政策、市場機制尚未建立，產(chǎn)業(yè)發(fā)展缺少統(tǒng)籌謀劃及等問題。因此，請國家有關部門在儲能產(chǎn)業(yè)系統(tǒng)性政策支持、市場機制建立、整體規(guī)劃及推廣應用等方面給予相應的政策支持。
建議：1、加大用戶側建設分布式儲能系統(tǒng)支持。研究制定用戶側接入儲能的準入政策和技術標準，規(guī)范用戶側分布式電儲能系統(tǒng)建設運行。鼓勵售電公司和居民用戶配置儲能，提高分布式能源本地消納比例、參與需求響應，降低用能成本。
2、為微電網(wǎng)和離網(wǎng)地區(qū)配置儲能提供政策支持及配套金融措施。鼓勵通過配置多種儲能提高微電網(wǎng)供電的可靠性和電能質量，推進儲能系統(tǒng)解決或優(yōu)化無電人口供電方式。
3、建立儲能等靈活性資源市場化交易機制和價格形成機制，鼓勵儲能直接參與市場交易，通過市場機制實現(xiàn)盈利，激發(fā)市場活力。
七、關于完善綠證交易和可再生能源配額制的提案
近年來，我國可再生能源發(fā)展迅速，取得了舉世矚目的成績，并積極實行能源轉型及提出實現(xiàn)應對氣候變化目標的重大戰(zhàn)略舉措。但目前我國還面臨棄風棄光等阻礙可再生能源產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的重要瓶頸。
2017年，我國可再生能源發(fā)電裝機同比增長14％，但棄風率為12%，棄光率為6%。作為全球最大的綠色電力生產(chǎn)國，我國仍面臨市場化程度偏低，全社會缺乏綠色電力消費的意識，綠色電力的市場交易渠道不通暢等問題。
去年國家能源局等三部門聯(lián)合發(fā)布《關于試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)及自愿認購交易制度的通知》（[2017]132號）。2017年7月1日，我國綠色電力證書正式開展認購工作，但認購交易還處于一個非常小的規(guī)模。截至3月2日，全國綠證核發(fā)總量超1760萬個，僅認購2.7萬個，認購量僅占核發(fā)量0.15%。
目前綠證交易為自愿認購，無強制約束力，責任主體不明確。[2017]132號文對綠證售價下限界定不明，可能存在個別企業(yè)低價傾銷，擾亂市場秩序。要用國家和政策的頂層設計，采用可再生能源的強制配額，將綠色電力交易強制到電網(wǎng)企業(yè)、發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)，作為地方政府的考核指標，才能夠實現(xiàn)到2020年我國非化石能源消費占一次能源消費比重達15%左右。
國家多部委在相關文件中表示，根據(jù)市場認購情況，自2018年起適時啟動可再生能源電力配額考核和綠色電力證書強制約束交易。2017年11月，發(fā)改委、能源局正式印發(fā)《解決棄水棄風棄光問題實施方案》，特別提到“《可再生能源電力配額及考核辦法》另行發(fā)布”。
建議：1、完善綠色電力證書交易體系，設置強制購買主體清單和自愿購買清單。由發(fā)改委能源局設置購買主體類型清單。對綠證設定有效期、最低價和最高限價。建立和完善綠證體系配套的監(jiān)管和處罰機制。
2、盡快施行可再生能源強制配額。修訂《可再生能源法》，明確可再生能源在我國能源體系中的優(yōu)先地位，并規(guī)定可再生能源發(fā)展的具體指標（數(shù)量或比例）。
建立差異化指標分解機制，充分考慮各省市區(qū)歷史可再生能源電力消費情況、資源、電力需求等因素，使可再生能源電力在全國范圍內(nèi)合理分配。明確強制配額的主體責任單位，根據(jù)實際情況確定不同的強制認購主體，同時納入地方政府考核指標。
