10月12日的“2015中国光伏 领袖峰会”上，能源局官员表示：光伏补贴未来8~10年不会停；未来补贴有所倾斜，重点发展分布式光伏。
众多光伏开发商目前更关心前一句话：在本次会议之前，国内众多光伏开发商因为光伏电价补贴不到位而导致的资金链断裂、三角债等，已影响到了光伏产业的发展。
尽管能源局官员表示：“补贴尽快发放，但难定具体时间”。究竟是什么原因造成目前的状态？各方众说纷纭，说法不一。首先我们回顾一下光伏的补贴电价的源头。
一、可再生能源补贴电价的来源
可再生能源的补贴电价源自《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（特急发改价格[2006]7号），其补贴范围为：风力发电、生物质发电（包括农林废弃物直接燃烧和气化发电、垃圾焚烧和垃圾填埋气发电、沼气发电）、太阳能发电、海洋能发电和地热能发电。而可再生能源电价附加标准最初为1厘/千瓦时，2007年调整至2厘/千瓦时，2009年调整至4厘/千瓦时。
《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》（财综〔2011〕115号）中再次将于2012年1月1日调整至8厘/千瓦时（但居民生活用电维持1厘/千瓦时水平）。《关于调整可再生能源电价附加征收标准的通知》（财综[2013]89号）再次调整至1.5分/千瓦时。
根据欧阳撰写一文中的测算：
据国家能源局公布数据显示，2014年全社会用电量55233亿千瓦时，同比增长3.8%，增速同比下降3.7个百分点。其中：第一产业用电量1014亿千瓦时，增长0.7%；第二产业用电量39143亿千瓦时，增长7.0%；第三产业用电量6273亿千瓦时，增长10.3%；城乡居民生活用电量6793亿千瓦时，增长9.2%。
2015年九月，国家能源局公布的数据显示，今年1-8月，全国全社会用电量累计36780亿千瓦时，同比增长1.0%。其中，第一产业用电量704亿千瓦时，同比增长2.3%；第二产业用电量26431亿千瓦时，下降0.7%；第三产业用电量4756亿千瓦时，增长7.5%；城乡居民生活用电量4890亿千瓦时，增长4.3%。
可再生能源基金主要是针对工业用电，将除居民生活和农业生产用电之外的其他用电可再生能源电价附加，目前按每千瓦时0.015元提取，即便按2014年用电规模计算，可再生能源基金收入理论上总规模600多亿，今年前8个月下降0.7%，介于实际收取情况，欧阳认为今年规模也就在400~500亿元。
同时根据财综[2013]89号文中透露的信息，上述理论的可再生能源基金每年均未完成实际征收，存在部分拖欠。
二、可再生能源补贴电价的机制
目前在光伏 行业投融资、项目开发方面：大家均在担心：一方面补贴的窟窿越来越大，有没有这么多资金？二是补贴到位是拖延严重，对光伏发电 起到了制约作用；三是因电网构架、消纳问题造成的弃光问题频现。
从我国的可再生能源的补贴电价的征收情况来看：政策中对基金本身的规模大小、保值增值、基金的征收完成的保证措施缺少约束。当基金不够的时候，要么提高电价征收标准；要么补贴目录更新速度慢。
从可再生能源的补贴电价的支出情况来看：因目前可再生能源项目大部分是地方核准，补贴为全网（全国）分摊，等于“地方请客、中央买单”。对于国内的大型发电集团、高耗能企业来讲。“发电-用电-可再生能源补贴”在集团公司层面，可形成完整闭环。而对于仅进行可再生能源的项目开发商则将因补贴电价的不及时，导致资金链断裂。
虽然目前利用财政预拨的办法，解决电网不能及时向光伏企业拨付补贴的问题。这些政策总的看是积极的，但也会给企业一个预期，即只要上光伏项目，国家就要给补贴；补贴不够就涨电价；补贴资金即便不到位，财政也会用预拨的方式兜底。但财政预拨后很可能出现收支不能相抵的情况。
根据国家能源局的统计数据：2015年上半年全国累计光伏发电量190亿千瓦时，“弃光”电量却达到18亿千瓦时。分地区来看，甘肃省“弃光”电量11.4亿千瓦时，“弃光率”28%；新疆“弃光”电量5.41亿千瓦时，“弃光率”19%。
关于弃光的原因，各方的观点不一。当我们注意到德国2015年第30周的某天，其可再生能源的瞬时功率达到了全网的79%的时候。发现各方的观点则值得商榷。
同样，蒙西电网也在新能源调度方面取得了不小的成绩：蒙西电网是个纯火电系统，加之冬季燃煤热电联产“硬负荷”比重甚大，除已建成的“点对网”煤电东送通道外，没有风电外送手段。蒙西地区能够在诸多困难条件下，发展风电取得如此成绩，是意味深长的。
稍加分析可见，一方面地方政府对地方企业的管理具有“直接优势”，管理目标与发展风电目标一致，即：要的就是电量，“风电优先、煤电让路”的节能原则由此得以实现。
相比蒙西，其他不少地区还在执行对各类发电机组“计划内、计划外发电量平均分配指标”、“计划内外电量价格差别”等名目繁多的行政指令。这些“发电机会均等”的计划办法貌似公允，所起作用恰恰是保护化石能源而浪费新能源；另一方面，蒙西电网以220千伏电压等级为主消纳风电，对电网动态特性的不利影响远小于在500千伏最高电压等级配置风电，也是不容忽视的成功因素。
当行政指令与经济指标相悖时，且缺少经济补贴方式的时候。行业的发展将消极对待。蒙西电网“风电优先、煤电让路”的节能原则，对于新能源企业是利好，而火电企业则是损害。一味的让传统能源让位于可再生能源，对于我国以火电为主的能源结构来说，也将引起行业的反弹。
三、可再生能源补贴电价发展趋势
3.1、调峰电价
由于新能源电力具有随机性、不可控的特点，需要电网具备一定的可调容量，目前对于国内各省，其网内均存在一定可再生能源的调峰能力，如能提出合理的系统备用电源比例及系统调峰整体解决方案，适时推出调峰电价优惠政策。将合理补偿传统能源因调峰产生的损失；充分利用电网的调峰能力，减少可再生能源的储能的二次投资浪费。
因此，用于可再生能源的调峰电厂的有明确的调峰电价补贴时，国内的各类的电站将不再依靠行政指令，而根据其机组的特性，选择性的为可再生能源调峰。从而减少可再生能源的弃光、弃风等现象。
在撰写本文过程中，国家发改委国家发展改革委办公厅关于开展可再生能源就近消纳试点的通知（发改办运行[2015]2554号）中“三（一）节中的可再生能源在局域电网就近消纳”中明确提到：
在可再生能源富集地区，一方面积极加强输电通道和配电网建设，促进可再生能源外送，扩大消纳范围；另一方面以可再生能源为主、传统能源调峰配合形成局域电网，减少外送线路建设需求，探索在试点地区局域电网内考虑输电距离因素测算确定输配电价，积极承接东部产业转移，促进可再生能源积极消纳的良性循环。通过企业自备燃煤火电机组公平承担社会责任，履行调峰义务，参与交易，提高调峰能力，加大可再生能源就近消纳力度。
在“三（三）节中可再生能源有限发电权”中明确：
通过建立优先发电权，提出可再生能源发电的年度安排原则，实施优先发电权交易，并在调度中落实，努力实现规划内的可再生能源全额保障性收购。建立利益补偿机制，鼓励燃煤发电对可再生能源发电进行调节。
在三（四）节中其他鼓励可再生能源消纳的运行机制中再次明确：
鼓励对燃煤机组进行技术改造、对热电联产机组加装蓄热器，实施深度调峰，提高电网可再生能源消纳能力。充分发挥抽水蓄能机组和储能设备的快速调峰能力，实施风光水储联合运行。建立有利于可再生能源消纳的风电、太阳能发电出力预测机制。建立提高可再生能源消纳的需求响应激励机制。
3.2、动态电价考核机制
无独有偶，国家能源局近期的《国家能源局关于实行可再生能源发电项目信息化管理的通知》（国能新能[2015]358号）中明确提出“提升新能源管理水平，建立健全事中事后管理机制，规范可再生能源电价附加补助资金管理”。
该新平台的上线，将及时采集全国各可再生能源项目信息。可实现动态的对预期的电价补贴总量进行预估；动态预测各时段、各省份的补贴发放情况。其中“事中事后管理机制”，预计将首先对目前国内各地区的可再生能源的电价进行梳理，完成电价梳理后将评估各地区的风电、光伏 电价的真实成本。为将来补贴电价调整提供技术依据。
参考德国的实际案例，未来补贴电价的调整可能根据市场变化将越来越频繁。甚至将实现：资源类似地区统一电价，而非目前主要按照省份的定价模式；补贴电价将委托中介机构依据当年的资源情况，完成“一年一议”；实现项目开发商的退出机制。
3.3、电价补贴的上游转移
近年来，随着风电、光伏的标杆电价确定以及风电标杆电价下调。风电、光伏的项目开发商为追求企业本身利润的最大化，均采用设备的最低价中标方式进行招标。而风电、光伏的设备制造商迫于市场竞争压力，设备的价格不断下降。光伏组件、光伏逆变器 以2008年分别约35元/W、3元/W的价格降低至目前约3.5~4.0元/W、0.25~0.3元/W。
项目开发商在收益不断提高的情况，设备制造商压力倍增。部分设备制造商纷纷成为项目开发商，部分设备制造商的重心不再关注产品本身的质量、研发的投入，长此以往，将不利于我国新能源类产品、设备的行业发展。
另一方面，国内部分地区在新能源项目中向项目开发商收取1~2分/千瓦时的“资源费”，更是与国家的可再生能源电价补贴的初衷相悖。
如“可再生能源发电项目信息化管理”中包含风电、光伏主要设备的制造商信息，其将可根据电站实际运行容量实现源头的补贴，真正的实现目前“领跑者”政策的落实；促进新能源行业的健康发展。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201512/02/93048.html
