光伏上网电价、补贴现状
标杆上网电价。可再生能源项目按照投产时间，执行国家发改委明确的对应时段标杆上网电价。2015年12月，按照《国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》，实行光伏发电上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策。光伏发电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘)以内的部分，由当地省级电网结算;高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。
补贴资金发放情况。自2012年开始，财政部公布了五批可再生能源电价附加资金补助目录(简称“补助目录”)，包括2013年8月之前建成投产项目，已累计发放补贴资金约1000亿元。2016年1月，财政部组织对2015年2月底前并网项目申报第六批补助目录。初步测算，补助目录外的已投产项目补贴资金需求约为460亿元。
可再生能源电价附加征收标准。2015年底，国家发改委发布《关于降低燃煤发电上网电价和工商业用电价格的通知》，将居民生活和农业生产以外其他用电征收的可再生能源电价附加征收标准从2013年的1.5分/千瓦时提高至1.9分/千瓦时，以满足2015年2月以前并网项目需求，2015年2月以后并网项目补助资金尚未落实。 补贴资金管理流程。2013年7月，国务院为促进光伏产业健康发展，改进补贴资金管理。一是在补贴资金拨付对象和流程上，将之前省级财政部门按季预拨给省级电网企业，调整为由中央财政按季预拨给国家电网、南方电网等电网企业;二是在补贴结算方式上，要求对光伏电站，电网企业与发电企业按月全额结算，对于分布式光伏发电，电网企业按电费结算周期及时支付补贴资金。
“十三五”补贴资金需求及疏导方式
补贴资金需求。按照国家能源局正在编制的《可再生能源“十三五”发展规划》以及太阳能、风电“十三五”发展规划，规划2020年光伏发电1.5亿千瓦，风电2.5亿千瓦。参照“十二五”调价幅度，光伏发电年均下调0.03元/千瓦时、风电年均下调0.02元/千瓦时，按照燃煤机组标杆上网电价不变测算，“十三五”期间补贴资金总需求约6000亿元。若可再生能源电价附加征收标准保持0.019元/千瓦时不变，可征收约4300亿元，补贴资金缺口约1700亿元。
补贴资金缺口疏导方式。一是上调可再生能源电价附加标准。为确保补贴资金能够支撑新能源规模增长，建议“十三五”期间电价附加征收标准需上调至0.03元/千瓦时，并将征收范围扩大至居民生活和农业生产等全部用电电量。2020年后，逐步下调电价附加水平;2030年，光伏发电不再需要补贴。二是明确可再生能源上网电价动态调整机制。“十三五”期间，根据可再生能源发电技术进步和成本下降情况，在保障产业发展基本收益率的水平下，结合年度可再生能源新增规模，建立可再生能源上网电价动态调整机制。按照光伏发电2025年上网电价与销售电价持平、2030年平价上网的目标，明确逐年降低上网电价水平的具体标准。三是调整补贴期限。目前，可再生能源发电项目补贴期限为20年。可以考虑对新建项目，根据其技术先进性和收益情况，未完成贷款还本付息前，所发电量按可再生能源上网标杆电价收购;完成贷款还本付息后，调整为按燃煤标杆上网电价收购，既保障项目业主的合理经济效益，又保证补贴资金的有效利用。
光伏发电年度规模管理模式研究
为满足“十三五”光伏发电发展目标，结合光伏发电上网电价及补贴资金情况，提出以下几种管理模式：
分类年度建设规模管理。在2014年以来的光伏发电年度建设规模基础上，2016年国家能源局拟实行分类管理。包括：一是不限规模的光伏发电项目。利用建筑物屋顶、墙面及附属场所建设的光伏发电项目以及全部自发自用的地面光伏电站项目。二是普通光伏电站项目。国家能源局向各省下达年度新增建设规模，鼓励各地区采取公开竞标、竞争性比选等竞争方式分配普通光伏电站项目。三是光伏发电领跑技术示范基地。国家能源局单独下达年度建设规模，基地原则上以市为单位，规划容量不小于50万千瓦。由能源主管部门统一组织协调建设，基地内各电站项目的投资主体应当通过市场竞争方式确定。竞争性分配项目方式将上网电价的竞价作为重要竞争条件。上网电价不得超过当地光伏发电标杆上网电价水平。
分析：该模式有利于国家宏观调控建设规模和时序，调动地方政府建设光伏发电项目的积极性。该模式规定年度规模内的光伏电站，具备享受国家可再生能源基金补贴资格，但年度建设规模与国家可再生能源补助资金无直接关联，无法疏导补贴资金缺口。由于地方政府只关注年度建设规模，补贴资金征收压力由国家承担，补贴资金不足时，项目业主无法获得预期收益。
年度建设与补贴规模统筹管理。在年度建设规模管理模式基础上，统筹考虑年度补贴资金规模，同步下达年度建设与补贴规模。各省在上报年度新增建设规模计划时，结合上一年度补贴资金需求情况，确定新增建设规模。参考各省上报规模，国家能源局下达年度建设规模，财政部同步下达年度补贴资金规模，以补贴资金规模为约束条件，各省统筹安排本省新增年度建设规模。国家补贴资金不足的部分，由各省自行解决。
分析：该模式有利于国家和地方政府共同调控建设规模和时序，有利于国家和地方政府协调疏导补贴资金缺口，促进光伏发电可持续发展。但部分省份受国家补贴资金限制，为发展光伏发电项目，自筹补贴资金压力较大。
年度新增建设规模与电价灵活调整模式。参考德国模式，针对不同年度新增装机容量，灵活调整光伏上网电价：德国设定光伏上网电价基准下调率，年度新增350万千瓦装机，上网电价下调9%。若新增装机超过350万千瓦，每超出100万千瓦，上网电价进一步下调3%，最高下调至24%;若新增装机不足250万千瓦，每减少50万千瓦，上网电价下调幅度减少2.5%。 此外，德国全面引入市场化补贴机制。对可再生能源不再满额补贴，而是根据前一个月可再生能源市场交易均价和固定补贴的差额计算出市场化交易奖金，设置管理奖金鼓励既有可再生能源加入市场竞争，最终可再生能源的收益为“市场竞价收入+市场化交易奖金+管理奖金”。
分析：该模式可有效缓解可再生能源补贴资金不足的问题，同时为光伏发电投资者创造了长期较稳定的投资环境，有利于合理控制光伏发电发展规模。 结合电力体制改革试点探索尝试。在电力体制改革试点地区，探索创新光伏发电管理模式。在上网标杆电价方面，结合《国家能源局关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》，逐步建立配额制和绿色证书交易机制，鼓励光伏企业参与直购电交易，根据直购电交易达成的电价水平，适度减少可再生能源补贴资金。
分析：结合电力体制改革试点，在整体方案设计中统筹考虑可再生能源发展需求，因地制宜平衡可再生能源建设规模与补贴资金规模。因尚无经验可循，试点效果有待检验，需根据实施情况逐步调整完善。(本文刊载于《中国电力企业管理》(综合)2016年5期，王基工作单位为国家电网公司，汪晓露工作单位为国网能源研究院)
