——全国政协常委、通威集团董事局主席刘汉元认为，光伏发电是我国能源可持续供应、节能减排、国土资源高效利用的最佳方式之一
强化政策落地加快分布式光伏发电发展
2013年7月，国务院发布《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，相关部委就补贴、退税、电价、项目管理、并网以及融资等问题陆续出台配套政策，由此促进了我国光伏终端应用的快速发展。
刘汉元谈到，由于在具体项目申报、建设、并网、补贴申领等方面，仍存在体制障碍和政策盲点，特别是缺乏明确的、可操作的政策细则，以致分布式光伏发电推进过程中遇到诸多难题，加之欧美国家继续打压我国光伏产业，因此，实施并加速国内分布式光伏发电终端培育和规模化应用已刻不容缓，亟待国家进一步加大政策落地力度，制定和明确配套政策，给予行业健康发展以引导和支持。
刘汉元指出，并网是分布式光伏发电大规模应用的前提条件。然而，我国现行电力体制下的既有利益格局导致光伏发电并网难。随着太阳能分布式发电的兴起，用户自发自用、余电上网，势必在一定程度上冲击以售电作为主要业绩考核指标的电网企业的既得利益，致使国家支持分布式光伏发电并网的好政策不能很好地落地。
刘汉元认为，国家发改委、能源局2013年底出台了《光伏发电运营监管暂行办法》，但没有得到有力的传达和宣贯，响应和执行力度大相径庭。国家能源局2013年11月18日发布的《分布式光伏发电项目管理暂行办法》明确规定，由省级及以下能源主管部门对分布式光伏发电项目实行备案管理，但并未明确具体是哪一级。由于各省均未出台具体备案办法，所以市县级管理部门在遇到分布式光伏项目申报、备案、并网时，各地的理解和把握就出现较大偏差，项目就难以继续推进。甚至有些地方以电网企业没有下文为由，对家庭分布式光伏发电项目不予备案。另外，在电网接入方面，电网企业将权力下放，但其地市级公司技术、经验和管理能力不足，极大地拉长了并网周期。可以说，当分布式光伏电遇到“中国化”后，事实上已滞后甚至牺牲了宝贵的发展机遇。
他指出，2013年8月，国家发改委出台《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，对分布式光伏发电项目实行按照发电量进行电价补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0。42元。但由于各地缺乏统一规范的备案与申报流程、各地购售电合同约定的电费结算时限不统一，以及地面、水面、屋顶等不同的建设环境和条件，需要国家出台不同的补贴标准。在操作过程中，政策一刀切，落地不及时、不到位，地方补贴政策差别大和地方保护主义等现象，都严重影响分布式发电建设的推进力度、速度和成效，直接降低了居民或投资方收益和市场信心。受此影响，实现2014年国家8GW的分布式光伏发电发展也面临挑战。
为此，刘汉元建议政府主管部门及时出台相关政策细则，明确并网政策执行主体及执行标准，落实地方政府对分布式光伏发电项目的引进、管理和扶持政策。针对我国当前建设过程中的补贴政策盲点，明确规定享受补贴政策的项目由电网企业负责向项目单位按月转付国家补贴资金，按月结算余电上网电量电费；电网企业则要严格按照合同履行购电义务。同时，建议充分考虑地面、水面、屋顶等不同的建设环境，对农业、渔业等复杂环境下电站建设新增或完善补贴政策。
刘汉元介绍，安徽省合肥市人民政府早在“光伏国八条”出台前的2013年6月，就率全国之先明确了推动光伏产业发展的保障措施和执行标准，并简化了行政审批与实施流程，比如取消家装审批、电力部门依照合同无条件购买光伏发电。借鉴、推广合肥经验，建议国家政府主管部门调整核准政策，及时取消和下放行政审批，为项目提供便利；建议电网企业简化分布式光伏发电报装流程；负责电力业务许可证颁发和管理的电力监管机构简政放权，着手研究有关资质监管工作，对分布式光伏发电项目的政策法规作出必要调整。他认为，国内众多企业已在分布式光伏发电建设、运营领域积累了足够的资源、能力和经验，需要国家依照光伏建设的客观规律，及时排除政策性、体制性障碍，制定基本统一、具备刚性的“傻瓜式”操作流程，让地方各级相关部门少一些推诿、延误，我国光伏产业可望迅速迎来春天。
他特别指出，我国分布式光伏发电尚处发展初期，需调动各类投资主体积极性，建立合适的投融资体系，为产业发展提供有力的金融支撑和服务。建议国开行创新金融服务，制定年度融资计划，合理安排信贷资金规模，积极支持分布式光伏发电应用，支持各类以“自发自用、余量上网、电网调节”方式建设和运营的分布式光伏发电项目；重点配合国家组织建设的新能源示范城市、绿色能源县、分布式光伏发电应用示范区等开展创新金融服务试点，建立与地方合作的投融资机构，为符合条件的分布式光伏项目开出绿色优惠通道，项目贷款年限根据项目实际运行寿命可至少考虑10年-15年，优质项目最长满足20年的贷款年限，贷款利率在人民银行同期同档次基准利率基础上，对国家能源局认定的项目给予利率下浮5％-10％的优惠。同时，建议相关部门推动地方政府在试点地区，成立以企业信用为基础，以市场化方式运作为核心，国开行可向具备借款资格和承贷能力的融资平台提供授信，甚至可鼓励大型光伏企业参与和承担融资职能，融资平台则以委托贷款等有效的资金运作方式，向符合条件的对象提供融资支持。
利用国内高速公路建设太阳能光伏电站
刘汉元谈到，结合国内现有高速路网资源状况，参考国外已有经验和做法，可充分利用国内存量高速路网，将其作为太阳能光伏发电的新型、有效载体，实现光伏发电、交通运输、节能减排、安全行驶、道路养护、耕地保护六者的高效整合与最佳统一。
截至2013年底，我国高速公路里程达9。62万公里(其中国家高速公路6。80万公里)，全国高速公路车道里程达42。46万公里。按照每条车道3。5米估算，单车道每公里空间面积约为3500m2，实际装机容量按照15m2／KWp计算，每公里光伏装机容量约为230KWp。而全国高速公路仅车道空间总面积就达14。86亿m2，如利用全国高速公路建设太阳能光伏电站，总装机容量近100GW；即便高速公路只有50％具备安装条件(扣除隧道、资源较差等不具备安装条件的面积)，装机容量也可达50GW，远远超过全国现有总装机容量，年发电量可达490亿度，约占全国全年消耗量的9％，且每年可节约标准煤1953万吨，CO2减排5200万吨，按照现有补贴及脱硫电价计算，每年直接产生近450亿元经济效益。对比单位国土面积的财富价值输出，高速公路建设太阳能光伏电站，单车道每公里每年发电可直接产出大约25万元财富，而同等单车道每公里对应的农田每年收益仅约为1750元—2100元。
他认为，综合利用高速公路等存量土地资源发展光伏发电也是维护国家能源安全的重要战略举措。据2014年2月12日俄罗斯媒体报道，我国欲与俄联手在远东地区打造全球最大的火力发电站，发电站装机容量5GW-8GW，每年可向我国输送300亿千瓦-500亿千瓦时电量，主要供应电力需求旺盛的北京，其正常运行需架设长达2000公里的800千伏直流输电线，总耗资将达140亿美元-260亿美元。实际上，我国仅在新疆、内蒙古或是临近北京300公里-500公里距离范围内的周边，使用同样多的投资，便可保证等效甚至超量的能源输出，既不对他国造成污染，不重复浪费输电资源，资源还能真正掌握在我们自己手中，也更加经济、便捷，更能从战略上确保清洁能源的持续供给和能源安全。对照高速公路及其光伏电站配套建设规划，2013年我国高速公路建设总投入约为8304亿元，平均每公里车道里程造价约1705万元，按照当前建设水平，每公里车道光伏电站建设成本可控制在230万元，如按上述火电项目投入资金，仅复合利用国内巨量的高速公路资源，就可建成约16GW的高速公路光伏电站，同样多的钱可以做更多的事情，产生更大的价值。
由此可见，充分利用我国高速公路沿线及其服务区、停车场，推动太阳能光伏电站建设，满足高速公路沿线通信设施、视频监控系统、服务区等运行用电需要，正是集约化利用土地，提高单位国土面积财富输出价值的有效途径，不仅能创新开发和复合利用道路空间及沿线配套区域的巨量资源，为经济社会发展提供充沛的清洁电力支撑，还能实现高速公路就近充电，特别是满足偏远地区公路沿线的用电负荷，有效节约偏远地区高速公路拉设电网供电的投入成本，有效解决长途交通的能源消耗，推动环保电动汽车行业的快速发展，并减少二氧化碳等排放量，还可由此带动大量社会资本，促进经济增长，增加社会就业，同时具有确保能源供应安全的国家战略意义。
刘汉元指出，目前我国已完成国家高速公路网规划79％的建设目标，9。62万公里的高速公路在促进交通物流便捷、支撑经济快速发展的同时，也给道路养护带来了巨大压力。而光伏电站的物理结构可以为高速公路遮阳挡雨，既降低高速公路养护成本，也减少因道路性能下降导致恶性交通事故发生的风险，并实现发电养护两不误，同时高速公路业主还可通过卖电收入弥补养护支出、增加收入等，可谓一举多得。
为此，刘汉元认为，国家及时立项，将光伏电站建设真正纳入未来国家高速公路建设的刚性任务，规划、研究并尽快出台统一的全国性支持政策，国家发改委、交通、建设、电力、环保、财政、通信等相关部门应同步制定配套政策，形成国家政策之下的部际联动，将光伏电站的建设作为高速公路规划、建设的标准配置和刚性要求；在道路工程建设招标、投标过程中要把光伏电站建设的数量和质量作为重要的考量指标。同时，各省、自治区、直辖市应在因地制宜出台光伏发电配套实施细则，明确政策执行主体及执行标准，落实地方政府对分布式光伏发电项目的引进和管理，细化扶持政策，并适时出台或新增专项补贴政策，包括税收优惠、融资、信贷支持等。同时，充分考虑高速公路光伏电站项目的特殊性，对相关政策法规作必要调整，建立健全应用及管理体系，以适应和推动高速公路太阳能电站的建设发展。
他指出，根据国家高速公路网规划，我国目前尚有21％左右的高速公路处于待建状态，建议国家在已建、待建甚至未来新增高速公路规划建设中，充分考虑配套光伏电站建设，探索研究和形成标准技术体系和电力应用体系，包括交通设施用电、交通运输用电的上网、输送和配置，并在投资主体、建设指标、激励举措、收益分享等方面形成完整机制，尤其是明确、细化高速公路管理方、业主方及施工方的责、权、利，推动相关各方做好管理、技术、资金、应用等全环节协同，鼓励、调动和促进更多社会资金、资源参与我国高速公路光伏电站的投资、规划和建设。
最后，刘汉元指出，石油消费是目前交通能耗的主要途径，既加剧环境压力还在价格方面高于等效电力。建议以高速公路光伏应用的建设实验，以点带面，创新探索光伏发电更为集中、更大规模、更加立体的建设模式，循序渐进地复制推广到资源匹配、条件具备的省道、村道等更为广阔的各级路网及其配套领域。在区域试点上，建议可先期规划、尝试在西部高速公路建设太阳能光伏电站，通过西部资源(600139,股吧)具备的高速公路太阳能光伏发电综合试点项目的建设，较快探索匹配技术和运行机制，以此促成区域化经济发展特别是长途交通集约化发展的同时，为更大规模、更大范围的路网光伏发电覆盖积累经验。从而不断优化和升级新时期国家综合交通建设战略，推动路网上空及周边光伏发电成为未来交通能源的重要来源，甚至成为我国能源可持续供应、节能减排、国土资源高效利用的最佳方式之一。
推动和完善光伏发电金融配套政策
刘汉元谈到，我国正成为光伏发电大国。然而，伴随并网、补贴等热点问题的逐步解决，一直困扰行业发展的融资难题就变得日益突出。2014年1月，国家能源局敲定2014年中国光伏终端市场建设目标是14GW，其中分布式8GW，光伏电站6GW，资金需求量约1400亿元；到2015年光伏发电累计建设目标为35GW，资金累计需求量约3500亿元。光伏发电建设资金缺口巨大，破解融资难题业已成为当前加快发展光伏终端市场的瓶颈所在，也是建设目标得以实现的基本保障。
他指出，各项目的融资能力是决定终端光伏市场建设规模和速度的关键因素。就目前来说，光伏发电金融扶持细则尚未正式出台，银行等金融机构对光伏产业缺乏基本的了解和应有的重视。尽管国家开始积极支持新能源发展，各商业银行对新能源项目表示欢迎，但对终端的光伏电站建设却保持距离，对光伏企业的信贷十分谨慎，多数处于旁观状态，更无专项金融扶持细则，给光伏电站项目的贷款利率也普遍高于其他项目；光伏企业申请银行贷款时，除了准备资本金外，还需对贷款额提供额外等额担保。此种融资环境和现状，导致国内绝大部分光伏企业严重受困于融资困局和瓶颈，远不能满足国家光伏发展“十二五”规划目标的资金需求，严重制约了国内光伏市场的健康发展。
刘汉元认为，光伏产业作为国家战略性新兴产业，具有典型的规模经济属性，金融支持对其发展不可或缺。2015年我国光伏终端市场累计建设目标35GW，累计资金需求约3500亿元，而每一笔投入的回收期基本上在十年、八年，要实现我国光伏产业链上、中、下游的合理匹配与良性发展，没有万亿以上的资金筹划，国家在这个领域的发展和规划就难以落到实处。为此，国家必须采取举措，多形式、多渠道为光伏行业的发展配置资金，积极鼓励各种资本参与其中。为此，他建议：
第一，对重点优势企业出台特殊金融支撑政策。
建议创造条件，努力扩大有竞争力企业的股权融资力度。其一，对目前受市场无序竞争影响，在公开市场暂不具备再融资条件的有竞争力的光伏企业，应当鼓励其通过定向募集的方式扩大资本金规模，改变资产负债比例，进一步增强企业竞争力，及时纠正不分良莠全面叫停银行信贷、债券发行等极不合理的“一刀切”政策；其二，对有规模、有发展前景、能够实现进口替代的光伏生产设备制造企业和产业链中主要辅助设备、材料生产企业，证券监管机构应按照市场化原则，鼓励它们通过公开市场发行方式进行股权融资。同时，建议细分市场，合理安排银行融资。银行等金融机构应当根据产业准入标准，对有竞争力的光伏企业开放并加大授信额度，尝试多种形式的资产抵押和项目融资，加大对这些企业的流动、并购、科研资金的支持力度；对于那些不具备竞争力的企业要排除各种干扰，按期回收和提前催收已发生的贷款，迫使这些企业尽早退出市场，加速完成本轮光伏产业的整合。
第二，以创新金融方式扩大光伏市场融资渠道。
传统融资方式已不能满足市场需求的时候，代之以新的融资方式成为必然。在资本市场发达的国家，金融创新产品正成为光伏终端市场的主要融资来源。以美国为例，2013年美国光伏电站建设规模为4。2GW，位居全球第三，个人屋顶光伏电站规模占全部终端市场份额的65％，主要由5家企业完成，其中因发展最快而被中国光伏企业热议的Solarcity一家便占据了这个市场32％的市场空间。这家名不见经传的光伏产品生产企业快速转型为发电服务企业并成为行业龙头，其中资本市场的完善和金融创新支持的商业模式发挥了极为重要的作用。我国2013年3月出台《证券公司资产证券化业务管理规定》，以法律形式承认了资产证券化，再加上分布式光伏20年补贴期限和分布式光伏上网电价的确定，使得资产证券化的法律、政策和市场条件都已完备。为此，借鉴国外成功经验，依托国内利好政策，建议国家充分鼓励分布式光伏创新融资渠道，实现资产证券化作为在资本市场和货币市场发行证券筹资的直接融资方式，把缺乏流动性但又具有可预期收入的资产，在资本市场上公开发行证券出售，从而获取融资机会，最大化地提高资产的流动性，以此为我国光伏产业的长期、稳定的发展提供雄厚的资金保障。
第三，以国开行为承接主体积极落实金融配套政策。
建议根据全国光伏发电发展规划，采取指导各地区制定年度实施方案和组织分布式光伏发电应用示范区建设等方式推进分布式光伏发电应用，指导各级地方能源主管部门为各类分布式光伏发电项目提供政策和管理服务，做好项目单位或个人投资者与国开行及地区融资平台的衔接。尤其是建议国开行积极为各类分布式光伏发电项目投资主体提供信贷支持，符合国开行直接申请贷款资格的投资主体可直接申请国开行信贷资金支持；对不符合直接申请国开行贷款条件的企业和自然人，采用统借统还的模式给予支持，在利率和贷款年限上给予较大优惠，优质项目最长满足20年的贷款年限，并予以基准利率下浮5％-10％的优惠空间等；同时，加速项目受理部门的审批速度，从收到上报评审报告当日计算，最长应不超过20个工作日完成项目路演、审议等各种审批流程。同时，建议相关部门推动地方政府在试点地区，成立以企业信用为基础，以市场化方式运作为核心，国开行可向具备借款资格和承贷能力的融资平台提供授信，甚至可鼓励大型光伏企业参与和承担融资职能，融资平台则以委托贷款等有效的资金运作方式，向符合条件的对象提供融资支持。
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