笔者：最近一段时间风光电很火，但是储能相关的政策就相对少一些，储能或者能源互联网需要等到可再生能源占很大比重后在发展吗？
沈一扬：我觉得可以提前先做一些前期工作。无论是补贴也好，还是补差价也好，一直以来，可再生能源发电得到的政策支持是很大的。我们也了解到，现在国家能源局也有把电网和电源综合考虑的想法，我也在想未来的补贴有没有可能可以既补可再生能源发电，同时又能够补贴电网智能改造，以便电网能容纳更多的可再生能源。
大家都喜欢拿中国和欧美国家比，但是中国和这些国家不同，对于德国和美国来说大量的基础设施都已经建完了，但是中国还是需要的，特别是在西部，还有很多东西需要建设。其实，中国的未来能源需求和欧洲国家是完全不一样的。尽管在新常态下各地地方债不让随便借了，政府也在慢慢控制基建项目的速度，经济增长也主动的由硬着陆变成软着陆。但是我一直觉得我们的经济至少在未来15年都还是有逐渐增长的趋势。在这种状态下新能源是要大步往前走的。如果我们还想让电网也能够越来越智能化、绿色化，实际上是需要很多工作要做。很多的政府引导工作，包括政策、机制、管理、投资，能带动市场的力量更快地辅助整个能源系统（包括电网，电源，储能，甚至周边的绿色交通）的绿色化
以前我也参加过一些研讨，讨论过如何让这些电网能够吸纳更多可再生能源电之类的话题，然后发现使电网成为”新能源友好型电网“，或者成为更加绿色的电网，仍然需要很多增量成本。如果有这么一个机制能够让我们为电网绿色化所付出的增量成本做补偿，例如储能或做调峰的电站，因其为容纳绿色电力所做的服务能依据其为全系统减碳或其所做环境服务能有个量化的估算，那么就能够更容易通过量化的财政机制进行激励，这样很多改革将有可能通过市场的力量逐渐被推动。从金融的角度来看，储能或其他电网智能化相关的技术将很快变得具有投资价值。曾经有很多机构要投资储能，但是到底是在电源方面投呢，还是在电网方面投呢，谁也说不清楚，有很多东西还不清晰，所以最后大家的结论就是先不投。也是因为没有相关的价格机制，欧洲很多对我们很有帮助的先进技术没有办法大规模地引进，没有办法为电网绿色化、电源绿色化做贡献。
笔者：关于”十三五“可再生能源电价的变化、电改，以及可再生能源上网机制的笔者题能不能跟大家分享一下？
李俊峰：“十三五”有两个笔者题基本上是固定的，一个是能源消费总量控制在48亿吨标准煤左右，一个是15%的非化石能源的占比。这两个数是密切相关的，真正按48亿吨标准煤的总需求计算，15%的非化石能源占比就是7.5亿吨标准煤的非化石能源，这个大账就算清楚了。因为15%是约束性指标，”十二五“里面都把这个数叫约束性指标，估计“十三五“期间也应该是约束性目标。中国经济约束性指标很少了，包括经济总量的增速都不是约束性目标，只有GDP的碳强度和能源强度以及非化石能源占比是约束性指标，约束性指标必须完成。
最初估计非化石能源总量是，考虑核电应该有很大的贡献，但是第三代核电进展缓慢，2020年只能完成5300千瓦，比原来的估计少了2000万千瓦。此外水电在非化石能源中占大头，”十三五“期间，水电的发展速度也要受影响，2020年也很难完成原来预定的4亿千瓦。这样本来安排的2亿千瓦的风电和5000万千瓦的太阳能发电的指标就必须提高，现在看来，到2020年，风电和光伏发电至少分别要完成2.5和1.5亿千瓦，否则非化石能源占比15%的约束性指标就完成不了。
第二个方面是对价格的调整，风电已经调过了，”十三五“期间调整的可能性很小了。光伏发电技术进步很快，规模化效益显现，光伏发电的装机成本下降了，上网电价肯定要下调，这没有什么好说的，大家应该有这个预期。没有这个预期的话，企业可能发展上就有笔者题。但是这种调整必须与减少弃风、弃光相联系，与补贴足额、及时到位相联系，保证投资者的合法利益。
其次是从补贴发放的角度来看，可能要简化一些程序，现在太复杂了。现在企业从发电开始到拿到补贴一般要拖一年半的样子，大部分要到两年以上，这个不能再继续下去了。这是政府诚信的笔者题，这都是在程序上拖了后腿，钱是收起来了，钱在国库里发不下去，增加了企业的财务成本。企业借钱两年不还大家怎么想？借银行的钱不交利息、逾期不还不交滞纳金行吗？手机欠费马上就停机了。政府欠了企业几百亿的，大企业数十亿，小企业也有1-2亿，企业的效益受到明显的影响，这也对政府信誉造成负面影响的。
现在补贴发放的流程是电力公司把钱收上来了，收到各个省，各个省交到中央财政。每个企业自己应该得到的一部分要提交申请，申请表汇总到一个部门去，部门要让电网企业确认后再向财政部门申请发放，财政部门再通过电网企业发放，这个流程太长了，其实电网企业一家就可以做完所有流程，。就这个笔者题，2012年马凯同志就协调过，大家找到了简化程序的办法，就是落实不了。”十三五“要花力气解决这个笔者题，要维护法律的尊严，按照价格法和可再生能源法规定的要求，以支定收，把该收的收上来，把该补的不下去。不这样做我们非化石能源占比的目标就完不成，碳强度的目标也完不成，这是大局。
笔者：德国有没有给发电企业或者给光伏开发商有明确的指导？例如引导光伏企业去哪个电价地区，或者以什么样的方式引进高风险承担能力的企业？
陶光远：我同意李老师演讲里的观点，就是德国很多管理措施比较简单一些，程序简单了以后管理成本也会非常低。如果规定了上网电价，哪年哪月上网的就是这个电价，一给20年固定不变。这个上网电价一直是不断下降的，设定一个总容量，现在每年是300万千瓦，如果新增装机容量少了上网电价的下降速度就降得慢一点，如果新增装机装得容量多了就降得快一点。但是装还是不装都是由投资光伏的业主自己决定的，不需要路条。
但是，德国现在有两个比较特殊的情况，第一个是很多人家里装了光伏但是不登记，也就是不用光伏固定电价并网。这些人是在家里上班的会计师、律师，或者是牙科大夫，或者有的人楼上是家里、楼下是公司，这样白天用电较多。发的电基本就是自己用，比电网供的电便宜一半左右；有用不完剩下的光伏电就便宜卖给愿意收购这些多余光伏电力的电力公司，只要能用一半就比固定电价并网合算。还有一种是企业利用可移动用电负荷，比如之前举得啤酒厂的例子，制冷机随着光伏的波动运行——晚上用低谷电，白天用光伏电。德国政府对这些特殊情况也是很着急，因为电网维持稳定也需要成本，这些光伏电没有给电网交钱，但电网和传统化石能源电源并没有因为这些光伏电力儿减少电网和电源的建设投资。这个成本谁来分摊？
笔者：2016年就要推出全国的碳交易系统了，全国性的碳交易相当于是通过高耗能的、高排放的企业，以市场机制补贴可再生能源环保型的企业。对2016年以后碳交易市场怎么判断呢？
李俊峰：碳交易还不能简单的认为是高排放企业补贴可再生能源企业。因为碳交易是基于企业碳排放配额的使用情况进行交易，额度不够用的向额度富裕的去购买。只能对非化石能源间接的产生影响。比如一个企业如果额度不够用，可以在市场上购买可再生能源发电等产生的CCER，也就是经核证的自愿减排量。但是，目前各地都对CCER的使用做出了明确的限制，目前的碳交易制度，还不能对可再生能源的发展产生实质性的影响。
至于2016年以后全国统一的碳交易市场是什么样子，还需要认真研究，因为碳交易是建立在配额的基础上。我们所有的改革方向都是尽量地减少配额，也就是排放许可比方说里面有一个很重要的制度。如果真是到了搞碳排放交易的时候，就要给每一个企业核准一个碳排放的量。这就要牵涉碳排放许可制度，就是准许你排放多少。如果没有这样的制度碳交易就很难做起来。但是现在政府许可的控制是在尽量减少的，比如总理作政府报告的时候都会提到说又减了多少政府许可、取消了多少政府许可。碳排放许可能不能出出得来，还有一个很大的笔者号。所以这里就存在两大难题，第一是全国会不会有碳总额的限定，现在还看不到，第二个能不能给企业碳排放权的许可，谁来出许可，许可到什么程度，这都是大体制和机制的笔者题。
>
>
