我国光伏装机今年增速放缓，与“5.31新政”有一定关联。2018年6月1日，国家发改委、国家能源局、财政部联合下发“823号文件”规定，年内地面电站装机无指标，分布式装机指标仅安排10GW，并下调光伏上网标杆电价和分布式度电补贴。
自此以后，我国国内的光伏电站建设全面放缓。与此同时，一些光伏厂商也同步开启了限产减员、兜售电站资产、谋求转型等自保措施，以应对即将到来的产业寒冬。中国光伏行业协会秘书长王勃华曾在公开场合表示，5.31之后中国户用光伏市场几乎陷入停滞。这一句话基本反映了现今的业态。
补贴缺口不断扩大
一个原本红红火火的朝阳产业突然遭遇政策“踩急刹车”，一方面与整个行业产能过剩有关，另一方面则与可再生能补贴缺口不断扩大有着紧密联系。
数据显示，目前我国可再生能源补贴资金缺口已达到1100亿元。业内人士预测，随着可再生能源装机规模的提升，资金补贴缺口仍有进一步扩大之势。
国家发改委能源研究所研究员时璟丽在公开场合表示，补贴资金不够了，也就是说缺钱是三部委采取政策调控的原因之一。时璟丽说，“现在资金的情况到去年年底累计补贴资金缺口超过了1100亿元，从需求上来看，按照823号文件中控制需要补贴的规模，2020年当年的补贴资金缺口仍然接近1000亿元。从补贴需求来看，当年补贴峰值是在“十四五”期间，每年差不多在2000亿元左右，到2026年，因为有一些项目已经满20年的执行期，补贴才会下降。”
今年6月15日，财政部、国家发革委、国家能源局联合发布《关于公布可再生能源电价附加资金补助目录(第七批)的通知》，将符合条件的项目列入可再生能源电价附加资金补助目录。其中，光伏发电项目容量21.8GW， 解决了2016年3月底并网电站的补贴拖欠问题。
附加标准提升史
可再生能源附加收入是解决可再生能源补贴的重要资金来源。2005年2月28日，我国最高权力机构——中华人民共和国第十届全国人民代表大会常务委员会第十四次会议审议通过了《中华人民共和国可再生能源法》。该法规定，从销售电价中征收可再生能源电价附加作为可再生能源发展基金。
据了解，我国从2016年6月30日开始征收可再生能源附加，征收标准为0.002元/千瓦时。根据2007年全国用电量情况，大约每年筹资金约56亿元。
2009年11月起，可再生能源附加征收标准提高至0.004元/千瓦时，根据当时的全国用电量情况，每年可筹资金约124亿元。
2012年1月1日起，可再生能源附加征收标准提高至0.008元/千瓦时。根据当年的全国用电量情况，每年可筹集资金约340亿元。
2013年9月25日起，可再生能源附加征收标准提高至0.015元/千瓦时，每年可筹集资金约370亿元。
2016年1月1日起，可再生能源附加征收标准提高至0.019元/千瓦时。根据2015年的全国用电量情况，每年可筹集资金约897亿元。
12年累计筹资逾4500亿
从可再生能源附加标准提高的历程来看，以2007-2009年每年筹资56亿元算(168亿元)，2010-2011年每年筹资124亿元(248亿元)，2012-2013年每年筹资340亿元(680亿元)，2014-2015年每年筹资370亿元(740亿元)，2016-2018每年筹资897亿元(2691亿元)，粗略计算这12年间已累计筹资4527亿元。
事实上，因中国经济一直保持着高速增长，每年全社会的用电量需求都在水涨船高，征得的可再生能源附加收入也高于基于数据模型的预测值。
举例来说，据中国电业企业联合会发布的《2017年电力统计基本数据一览表》， 2017年全社会售电量为50835亿千瓦时。以可再生能源附加标准0.019乘以全社会售电量，得出的可再生能源附加收入为965.865亿元，已接近千亿大关。
实际收入与理论收入“打架”无解
但可能因算法上的区别，这个数据与官方数据存在一定出入。财政部公布的2017年可再生能源电价附加收入是705.50亿元，二者相差逾260亿元。
再以2015年为例，全国第二、第三产业用电总量为47204亿度，理论可以征收上708亿元。然而，根据财政部公布的2015年决算数据，全国的可再生能源附加实际仅征仅收到514.87亿元，支出为579.6亿元。
《中华人民共和国可再生能源法》第五章“价格管理与费用分摊”第二十条规定，电网企业依照本法第十九条规定，确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，附加在销售电价中分摊。
第二十一条规定，电网企业为收购可再生能源电量而支付的合理的接网费用以及其他合理的相关费用，可以计入电网企业输电成本，并从销售电价中回收。
对此，业内人士指出，可再生能源附加收入实际征收数额低于理论收入数额，是导致补贴无法及时到位的重要原因之一。同时，欠补问题现象的长期存在，以及补贴缺口越扩越大，也是中国光伏产业政策出现紧急调整的诱因之一。
对于欠补、弃光限电等问题制约光伏产业发展的现象，业内有识之士深感痛心。国家发改委能源研究所原研究员王斯成表示，过去10年，光伏组件、光伏系统和光伏上网电价平均下降了90%以上。他认为，移除光伏产业头上欠补、电网接入难、融资难、土地乱收费和弃光限电“五座大山”，开拓平价光伏市场是保证中国光伏产业健康发展的关键。
标准提升建议难落地
而对于解决欠补问题，业内大咖亦多有可行性建议，但因与降低一般工商业电价的政策相冲而无法得以落实。
今年两会，全国人大代表、阳光电源董事长曹仁贤建议，将可再生能源附加由现在的1.9分钱提高到3分钱左右，以解决可再生能源补贴缺口困局。他提到，不少人争议风电、光伏的装机规模过大，导致补贴过多，并认为这种想法是有偏见的。“可再生能源补贴不是补给了可再生能源企业，而是环境成本”。
同样，全国政协委员、浙江省工商联主席、正泰集团董事长南存辉也在提案中建议提高可再生能源电价附加征收标准，由目前0.019元/千瓦时上调至0.03元/千瓦时，并保证全部电量足额征收。
目前，国家发改委正在推动降低一般工商业电价，以给广大企业减负。在此背景下，提高可再生能源电价附加的提议很难会获得通过。这情况之下，解决可再生能源欠补问题变得愈发困难。
电力市场化改革是出路
可再生能源配额制的推进，以及电力市场化改革的展开，将会成为解决资金来源的重要途径。近日，国家能源局发布了《关于实行可再生能源电力配额制的通知》意见的函(以下简称《通知》)。该《通知》称，将自2019年1月1日起正式启动可再生能源配额考核制。
按照“管住中间，放开两头”的电力改革指导方针，在输电、配电价格固定的前提下，可再生能源附加收入的额度基本可以明确，理论收入与实际收入“打架”的现象将会大幅减少。同时，借助市场化交易，可再能源电源的消纳空间也将会全面打开。
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