昨日，國家能源局發布《2018年前三季度光伏建設運行情況》顯示，2018年前三季度我國光伏新增裝機3454.4萬千瓦，同比下降19.7%。其中，光伏電站1740.1萬千瓦，同比減少37.2%;分布式光伏1714.3萬千瓦，同比增長12%。

我國光伏裝機今年增速放緩，與“5.31新政”有一定關聯。2018年6月1日，國家發改委、國家能源局、財政部聯合下發“823號文件”規定，年內地面電站裝機無指標，分布式裝機指標僅安排10GW，并下調光伏上網標桿電價和分布式度電補貼。

自此以后，我國國內的光伏電站建設全面放緩。與此同時，一些光伏廠商也同步開啟了限產減員、兜售電站資產、謀求轉型等自保措施，以應對即將到來的產業寒冬。中國光伏行業協會秘書長王勃華曾在公開場合表示，5.31之后中國戶用光伏市場幾乎陷入停滯。這一句話基本反映了現今的業態。

補貼缺口不斷擴大

一個原本紅紅火火的朝陽產業突然遭遇政策“踩急剎車”，一方面與整個行業產能過剩有關，另一方面則與可再生能源補貼缺口不斷擴大有著緊密聯系。

數據顯示，目前我國可再生能源補貼資金缺口已達到1100億元。業內人士預測，隨著可再生能源裝機規模的提升，資金補貼缺口仍有進一步擴大之勢。

國家發改委能源研究所研究員時璟麗在公開場合表示，補貼資金不夠了，也就是說缺錢是三部委采取政策調控的原因之一。時璟麗說，“現在資金的情況到去年年底累計補貼資金缺口超過了1100億元，從需求上來看，按照823號文件中控制需要補貼的規模，2020年當年的補貼資金缺口仍然接近1000億元。從補貼需求來看，當年補貼峰值是在“十四五”期間，每年差不多在2000億元左右，到2026年，因為有一些項目已經滿20年的執行期，補貼才會下降。”

今年6月15日，財政部、國家發革委、國家能源局聯合發布《關于公布可再生能源電價附加資金補助目錄(第七批)的通知》，將符合條件的項目列入可再生能源電價附加資金補助目錄。其中，光伏發電項目容量21.8GW， 解決了2016年3月底并網電站的補貼拖欠問題。

附加標準提升史

可再生能源附加收入是解決可再生能源補貼的重要資金來源。2005年2月28日，我國最高權力機構——中華人民共和國第十屆全國人民代表大會常務委員會第十四次會議審議通過了《中華人民共和國可再生能源法》。該法規定，從銷售電價中征收可再生能源電價附加作為可再生能源發展基金。

據了解，我國從2016年6月30日開始征收可再生能源附加，征收標準為0.002元/千瓦時。根據2007年全國用電量情況，大約每年籌資金約56億元。

2009年11月起，可再生能源附加征收標準提高至0.004元/千瓦時，根據當時的全國用電量情況，每年可籌資金約124億元。

2012年1月1日起，可再生能源附加征收標準提高至0.008元/千瓦時。根據當年的全國用電量情況，每年可籌集資金約340億元。

2013年9月25日起，可再生能源附加征收標準提高至0.015元/千瓦時，每年可籌集資金約370億元。

2016年1月1日起，可再生能源附加征收標準提高至0.019元/千瓦時。根據2015年的全國用電量情況，每年可籌集資金約897億元。

12年累計籌資逾4500億

從可再生能源附加標準提高的歷程來看，以2007-2009年每年籌資56億元算(168億元)，2010-2011年每年籌資124億元(248億元)，2012-2013年每年籌資340億元(680億元)，2014-2015年每年籌資370億元(740億元)，2016-2018每年籌資897億元(2691億元)，粗略計算這12年間已累計籌資4527億元。

事實上，因中國經濟一直保持著高速增長，每年全社會的用電量需求都在水漲船高，征得的可再生能源附加收入也高于基于數據模型的預測值。

舉例來說，據中國電業企業聯合會發布的《2017年電力統計基本數據一覽表》， 2017年全社會售電量為50835億千瓦時。以可再生能源附加標準0.019乘以全社會售電量，得出的可再生能源附加收入為965.865億元，已接近千億大關。

實際收入與理論收入“打架”無解

但可能因算法上的區別，這個數據與官方數據存在一定出入。財政部公布的2017年可再生能源電價附加收入是705.50億元，二者相差逾260億元。

再以2015年為例，全國第二、第三產業用電總量為47204億度，理論可以征收上708億元。然而，根據財政部公布的2015年決算數據，全國的可再生能源附加實際僅征僅收到514.87億元，支出為579.6億元。

《中華人民共和國可再生能源法》第五章“價格管理與費用分攤”第二十條規定，電網企業依照本法第十九條規定，確定的上網電價收購可再生能源電量所發生的費用，高于按照常規能源發電平均上網電價計算所發生費用之間的差額，附加在銷售電價中分攤。

第二十一條規定，電網企業為收購可再生能源電量而支付的合理的接網費用以及其他合理的相關費用，可以計入電網企業輸電成本，并從銷售電價中回收。

對此，業內人士指出，可再生能源附加收入實際征收數額低于理論收入數額，是導致補貼無法及時到位的重要原因之一。同時，欠補問題現象的長期存在，以及補貼缺口越擴越大，也是中國光伏產業政策出現緊急調整的誘因之一。

對于欠補、棄光限電等問題制約光伏產業發展的現象，業內有識之士深感痛心。國家發改委能源研究所原研究員王斯成表示，過去10年，光伏組件、光伏系統和光伏上網電價平均下降了90%以上。他認為，移除光伏產業頭上欠補、電網接入難、融資難、土地亂收費和棄光限電“五座大山”，開拓平價光伏市場是保證中國光伏產業健康發展的關鍵。

標準提升建議難落地

而對于解決欠補問題，業內大咖亦多有可行性建議，但因與降低一般工商業電價的政策相沖而無法得以落實。

今年兩會，全國人大代表、陽光電源董事長曹仁賢建議，將可再生能源附加由現在的1.9分錢提高到3分錢左右，以解決可再生能源補貼缺口困局。他提到，不少人爭議風電、光伏的裝機規模過大，導致補貼過多，并認為這種想法是有偏見的。“可再生能源補貼不是補給了可再生能源企業，而是環境成本”。

同樣，全國政協委員、浙江省工商聯主席、正泰集團董事長南存輝也在提案中建議提高可再生能源電價附加征收標準，由目前0.019元/千瓦時上調至0.03元/千瓦時，并保證全部電量足額征收。

目前，國家發改委正在推動降低一般工商業電價，以給廣大企業減負。在此背景下，提高可再生能源電價附加的提議很難會獲得通過。這情況之下，解決可再生能源欠補問題變得愈發困難。

電力市場化改革是出路

可再生能源配額制的推進，以及電力市場化改革的展開，將會成為解決資金來源的重要途徑。近日，國家能源局發布了《關于實行可再生能源電力配額制的通知》意見的函(以下簡稱《通知》)。該《通知》稱，將自2019年1月1日起正式啟動可再生能源配額考核制。

按照“管住中間，放開兩頭”的電力改革指導方針，在輸電、配電價格固定的前提下，可再生能源附加收入的額度基本可以明確，理論收入與實際收入“打架”的現象將會大幅減少。同時，借助市場化交易，可再能源電源的消納空間也將會全面打開。