随着分资源区标杆电价政策的出台以及年度指导规模和备案制度的实施，国内集中光伏电站的开发呈现爆发增长，但大型光伏电站在西部和北部地区短时间内集中建设，使高比例弃光限电、补贴需求大幅增加、部分地区项目管理不规范、规划建设不配套等问题凸显。
在分布式光伏发电市场方面，则表现为政策集中繁多，市场反响不足，虽然政策数量和力度都很大，但分布式光伏发展速度与政策预期、与光伏业界预期仍有较大的差距。
“十三五”期间光伏发电市场将进入发展新阶段，根据《太阳能利用“十三五”发展规划(征求意见稿)》提出的目标，“十三五”期间光伏发电将达到每年约2000万千瓦的新增装机规模。要逐步解决上述问题，就需要在现有的政策上有突破，进行政策和机制创新，以保障国家目标实现，且满足光伏发电发展需要以及推进电力市场化进程。
本文针对近期光伏发电市场发展急需关注和解决一些政策和机制方面的问题进行分析。
技术进步、降低度电成本是重点任务
无论是对于近期“十三五”，还是考虑长远战略发展，不断推进技术进步、降低度电成本都将是光伏产业发展的重点任务。
根据光伏产业界预期，今后五年光伏发电成本还可实现大幅度下降，一是光伏产业链各环节效率提升，通过降低硅片切割损失、硅片厚度及提升组件转换效率等可显著提高硅利用率，预期晶硅组件在“十三五”期间可保持每年0.2-0.3个百分点的绝对效率提升，二是多晶硅流化床法等新硅料生产技术应用可降低硅料价格，三是降低银用量、改善铸锭炉、细化栅线、改进丝网印刷等技术也是降低组件成本的可能方式。
再考虑未来可能的金融政策调整影响，综合分析，2020年光伏发电成本有望在2015年的基础上降低三分之一左右。这一降幅重点在产业技术进步和规模效益，国家从政策上(如以光伏领跑者计划等)也需要加以有效引导。
调整和创新光伏电价政策和机制
我国光伏发电成本在过去几年内实现了大幅度下降，相应的电价水平也持续降低，但电价调整主要考虑既往和当前形势。在光伏产业技术快速进步情况下，电价调整步伐略滞后于光伏产业发展形势和实际需求，造成大型光伏电站市场抢装、赶末班车的效应比较明显，典型如2011年底，2016年上半年也已开始呈现这一趋势。
根据《能源发展战略行动计划(2014-2020)》中提出的目标，2020年要在适度考虑煤电环境成本基础上，实现光伏发电与电网销售电价相当，因此应根据光伏发电成本情况和趋势，建立光伏发电电价逐年调整机制。电价的调整可以考虑多种因素并赋予不同程度的权重，如考虑各资源区或者省市区的发展规模、限电情况，以差异化的电价调整速度适度引导开发企业投资和布局调整。
通过改革项目管理模式，以竞争性方式配置光伏发电项目，适度提高电价在竞争性配置中的权重，促进光伏发电电价水平的下降。此外，结合电力体制改革尤其是输配电改革进程，在输配电改革试点地区，对新建光伏项目实施电补贴机制，逐步推进新建光伏发电参与电力市场。
落实补贴政策，解决补贴拖欠问题
光伏发电的补贴和限电问题是当前困扰光伏产业发展的两大关键因素，尤其是补贴拖欠问题，从下游的市场倒推到上游制造企业，对光伏全产业链都产生影响。2015年由于电网企业调整了电价补贴发放程序范围，光伏补贴拖欠的范围已从单纯为大型荒漠电站转变为大型荒漠电站加上分布式光伏电站，补贴拖欠的影响范围进一步扩大。
当前补贴拖欠的主要问题有两点，一是发电项目获得补贴资格的认定，到目前财政部的第五批补贴项目目录仅发放到2013年8月底前并网发电的项目，意味着其后并网发电的项目一直没有拿到电价补贴，最长的已有两年半之久，并且正在审核中的第六批补贴目录项目计划是在2015年2月底前完成并网发电，意味着仍有大批项目尚在门槛之外;二是补贴资金发放延迟。
总体上，上述两个问题的根本原因在于可再生能源基金与可再生能源电价补贴资金之间存在缺口，且如果保持现有政策条件不变，“十三五”期间资金缺口还将进一步扩大。根据初步统计和测算，不考虑项目是否进入补贴目录问题，2015年前可再生能源补贴资金累计缺口在400亿元左右，其中光伏发电拖欠资金总量在100亿元左右。如果未来可再生能源电价补贴仍全部来源于可再生能源电价附加，考虑2020年风电装机2.5亿千瓦，光伏装机1.5亿千瓦，按照当前煤电、生物发电电价不动，风电和光伏电价逐步达到《能源发展战略行动计划(2014-2020)》中的电价水平，2020年当年可再生能源电价补贴需求约1800亿元，而在当前1.9分/千瓦时的可再生能源电价附加征收水平下，届时应收尽收当年可再生能源资金规模约1050亿元，存在较大差距。因此，拓展可再生能源补贴资金规模和渠道是当务之急。
建议对于电价补贴资金需求存量部分，财政安排一定的资金逐年予以解决。对于增量部分，通过调整可再生能源电价附加水平、尽快推进绿色证书交易等方式解决。此外还可考虑通过环境税、碳交易、化石能源的税费形式提升化石能源的成本，虽然除了碳交易外，这些措施的实施存在不确定性，并且即使实施，“十三五”期间对化石能源成本提升的幅度可能也很有限，但尽早确立相应的机制是基础，将对2020年后保障光伏等可再生能源持续发展起到重要作用。
从解决近期光伏发电补贴问题的措施看，首先是项目获得补贴资格的认定问题，2015年9月国家能源局颁布了《关于实行可再生能源发电项目信息化管理的通知》，希望通过信息化的管理来替代目录资格的审核，即对于可再生能源发电项目，在国家指导规模范围内，经过正常的核准或备案、建设验收、并网售电，就自动获得补贴资格。如果资金持续性问题和补贴资格认定问题解决，补贴资金发放延迟则迎刃而解。
尽快明确光伏发电税收政策
2013年9月，财政部颁布《关于光伏发电增值税政策的通知》，明确对太阳能发电实行增值税50%即征即退的优惠政策，但对政策的实施规定了时间限制，为2013年10月1日至2015年12月31日。由于我国在2009年进行了增值税机制调整，从生产型增值税调整为消费型增值税，光伏发电项目存在6-8年增值税抵扣期，因此在2015年政策到期前，实际上几乎没有项目能从该政策受益。
而进入2016年后，陆续有光伏项目进入增值税缴纳期，需要尽快明确对光伏发电给予增值税优惠政策。与其他电源对比，国家对风电、生物质发电、小水电等均实施了增值税优惠政策，与光伏发电自身对比，增值税50%即征即退政策可以使同等情况下光伏发电电价需求降低0.03-0.05元/千瓦时，一定程度上降低度电补贴，缩小与常规电力成本之间的差距，提前实现光伏平价目标，同时缩小可再生能源电价补贴需求与可再生能源基金的资金规模之间的差距。
消纳问题需要政策切实落实
我国光伏发电政策的导向是共同推进集中光伏电站和分布式光伏系统，但目前西部和华北北部地区大型光伏电站在光伏发电装机总量中仍占据绝对份额。大型光伏发电集中建设以及地方政策实施等问题，使部分省区弃光限电比例迅速上升，2015年甘肃、新疆弃光限电比例分别为31%和26%，且由于2016年6月30日是光伏发电标杆电价调整的关口期，预期2016年上半年新增装机将大幅度增加(一季度新增装机即超过700万千瓦)，2016年上述省区的限电问题有可能更加严重，其他“三北”省区也可能出现一定程度的限电。限电的成因除了光伏行业自身的在太阳能资源丰富地区集中建设之外，更主要的原因是各类电源之间的在消纳上的竞争、新增电源发展空间、跨区输电通道上对光电等清洁能源电力的考虑严重不足等问题。
分布式光伏发展的突破点
当前制约我国分布式光伏规模化发展的主要原因，是各种不确定性风险的存在，导致难以形成完善的商业开发模式和投融资体系。
从电价补贴政策角度，目前国家统一的0.42元/千瓦时的度电补贴加上地方性的投资或度电补贴政策从经济性上的激励是足够的，但是，由于分布式光伏发电利益相关者关系复杂以及项目建设、运营、利益分享机制协调难度大等因素，难以消除投融资机构的顾虑。从商业模式上，目前国内分布式光伏发电项目的发展模式有三种，一是自有屋顶，自发自用，余电上网;二是合同能源管理，光伏项目开发企业在业主屋顶建设项目，向业主供电，也可以余电上网，协商利益分成关系;三是将电力全额出售给电网，重要的第三方转供电模式尚不具备政策和机制支撑。
在融资问题上，分布式光伏盈利预期不稳定导致商业贷款、投融资机构、政策性银行等积极性不高，此外还有一个重要原因则是风险共担机制的缺乏，目前尚未建立分布式光伏项目信息数据库，电站、开发企业、发电量等信息没有充分披露，对投资者而言，无法衡量项目质量好坏，没有成熟的资产评估体系，保险公司实质性介入不足，分布式光伏系统不能成为抵押品，缺乏证券化能力，导致行业严重缺乏资金投入。
需要将投融资机制和商业模式创新作为分布式光伏发电规模化发展的突破点。首先，落实电力体制改革意见，允许拥有分布式光伏的用户参与电力交易，支持分布式光伏向同一变电台区的符合政策和条件的电力用户直接售电，扩大自发自用、就地消纳比例。鼓励第三方投资的分布式光伏项目由电网公司向用户代收电费，降低合同能源管理风险。创新分布式光伏发电融资服务，建立具有借款资格和承贷能力的融资平台，推动分布式光伏资产证券化，探索项目售电收费权和项目资产为质押的贷款机制。实施绿色保险和信贷政策，鼓励保险和银行等金融机构积极参与分布式光伏融资。
投融资机制建立的基础之一是建立透明信用体系，需要尽快实现对光伏组件商情况、组件产品质量、开发商资质、项目发电量、地方政策变动等信息公开化、透明化，建立完善项目风险评估机制，为电站产权交易等新型分布式光伏项目融资机制的建立创造条件。
