據“531新政”指出，根據行業發展實際，暫不安排2018年普通光伏電站建設規模。在國家未下發文件啟動普通電站建設工作前，各地不得以任何形式安排需國家補貼的普通電站建設。此外，新政還進一步明確要規范分布式光伏發展，今年安排1000萬千瓦左右(即10GW)規模用于支持分布式光伏項目建設。
對于為何作出上述新增建設規模安排，國家能源局指出，普通光伏電站發展很快，部分地方出現棄光問題。暫不安排2018年普通光伏電站建設規模，既是緩解消納問題，也是為先進技術、高質量光伏發電項目留下發展空間。此外，近兩年分布式光伏一直保持迅猛增長的發展勢頭，部分地區呈現出發展過快，與電網不協調等問題。針對這一情況，明確安排1000萬千瓦左右規模用于支持分布式光伏項目。5月31日(含)前并網項目納入中央財政補貼范圍，年內建設投產的其他項目由地方根據自身財力、消納能力等依法予以支持。
不過，對于業內來說，國家發改委、財政部、國家能源局聯合發布的《關于2018年光伏發電有關事項的通知》可給光伏行業潑了一盆冷水。
而就在6月11日下午，國家能源局召開新聞發布會，本次發布會主要圍繞《關于2018年光伏發電有關事項的通知》解答相關問題。以下為發布會重要信息：
國家發展改革委、國家能源局認真學習貫徹黨的十八大以來關于“四個革命、一個合作”的能源安全新戰略有關論述，以及黨的十九大關于“壯大清潔能源產業”的戰略部署，認真落實《可再生能源法》《國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見》(國發〔2013〕24號)要求，積極促進光伏行業發展。在國家政策支持和各方共同努力下，光伏發展取得了舉世矚目的成就，已成長為我國為數不多的、同步參與國際競爭、產業化占有競爭優勢的產業，在推動能源轉型中發揮了重要作用。概括起來，有以下幾點。
一是裝機規模持續擴大，已成為全球最大的應用市場。我國光伏發電新增裝機連續5年全球第一，累計裝機規模連續3年位居全球第一，“十二五”期間年均裝機增長率超過50%，進入“十三五”時期，光伏發電建設速度進一步加快，年平均裝機增長率75%，2016年新增并網裝機容量3424萬千瓦，2017年新增并網裝機容量5306萬千瓦。截至2017年底，全國光伏發電累計并網裝機容量達到1.3億千瓦。截至2018年4月底，裝機已超過1.4億千瓦。
二是光伏技術不斷創新突破，已形成具有國際競爭力的完整的光伏產業鏈。近年來，我國光伏產業已經由“兩頭在外”的典型世界加工基地，逐步轉變成為全產業鏈全球光伏發展創新制造基地。光伏技術水平和產量質量不斷提高，2017年國內組件產量達7500萬千瓦，占全球的71%，不斷突破高效電池轉換效率的世界紀錄，2017年全球前10強光伏組件企業中我國占據了8個，國際競爭力明顯提升。
三是法規政策不斷完善，逐步營造適應光伏發展的市場環境。《可再生能源法》頒布實施，特別是2013年7月國務院發布國發〔2013〕24號文以來，我國相繼出臺了一系列促進光伏產業健康發展的政策措施，僅國家發展改革委、財政部、工信部、國家能源局、國土資源部等相關部門支持和規范光伏行業發展的政策性文件就近100個，范圍涵蓋產品制造、市場應用、財稅、價格、補貼、土地管理等產業發展的各個相關方面，迅速地營造出有利于產業發展的互補配套的政策環境。與此同時，地方政府也相繼出臺了支持光伏發電發展的相關政策措施。
光伏發展在取得顯著成績的同時，也遇到了一些困難和問題，突出表現在：
一是補貼缺口持續擴大。截至2017年底，累計可再生能源發電補貼缺口總計達到1127億元，其中光伏補貼缺口455億元(占比約40%)，且呈逐年擴大趨勢，目前已超過1200億元，直接影響光伏行業健康有序發展。如果這種超常的增長繼續下去，財政補貼缺口將持續擴大，將會對行業發展帶來更加不利的影響。
二是消納問題不容忽視。隨著光伏發電的迅猛增張，一些地方也出現了較為嚴重的棄光限電問題。2015年全國棄光率12%，2016年棄光率11%，2017年通過多方努力，棄光率下降至6%，但個別地方仍然十分嚴重，甘肅、新疆棄光率分別達到20%和22%。今年一季度，棄光電量16.24億千瓦時，棄光率4%，同比下降5.3個百分點，雖有好轉，但仍不穩固。
三是產能過大存在隱患。在國內光伏發電市場高速增長的刺激下，光伏制造企業紛紛擴大產能，光伏制造產能過剩問題、產品和電站建設質量問題也有顯現。
上述問題的存在，不利于行業健康可持續發展，需要引導市場和行業根據新形勢調整發展思路，將光伏發展重點從擴大規模轉到提質增效上來，著力推進技術進步、降低發電成本、減少補貼依賴，從而推動行業有序發展、高質量發展。
為全面貫徹黨的十九大提出的壯大清潔能源產業的要求，促進光伏行業高質量發展，國家發展改革委、財政部、國家能源局根據行業發展實際，自2017年底以來組織有關方面就優化光伏產業規模管理、電價機制以及市場化體制機制等發展政策進行了認真研究，并著手政策制定、文件起草工作。在政策研究制定過程中，借鑒了德國、西班牙、捷克等國家經驗，通過征求意見會(2月)、新聞發布會(4月)等多種方式充分征求意見、吹風提示，還專門召開會議聽取了地方發展改革委(能源局)、有關電網企業意見并作了政策宣介。經多次修改完善、反復論證后，于5月31日正式印發了《通知》。
出臺《通知》既是落實供給側結構性改革、推動經濟高質量發展的重要舉措，也是緩解光伏行業當前面臨的補貼缺口和棄光限電等突出矛盾和突出問題的重要舉措。這是光伏產業發展進入新階段的必然要求，出臺《通知》是十分必要的。對實現光伏產業持續健康發展具有重要作用。
一是有利于緩解財政補貼壓力。財政補貼缺口持續擴大是當前制約光伏發展的突出問題。國務院《關于促進光伏產業健康發展的若干意見》(國發[2013]24號)明確規定，光電發展規模與國家可再生能源發展基金規模相協調。適當調低需要補貼的新增建設規模，將避免形成系統性風險，從長遠講是有利于產業發展的。
二是有利于解決消納問題。去年以來，通過各方努力、采取一系列措施，棄光問題得到有效改善，但還沒有徹底解決，不僅西部地區光伏消納問題尚未根本解決，而且隨著分布式光伏裝機快速增加，也給東部一些地區配網安全運行帶來了新問題。通過調整發展節奏，有助于解決光伏消納問題，減少棄光。
三是有利于激發企業發展內生動力。隨著光伏發電補貼強度下降，將倒逼企業練內功、強體質，從依靠國家政策向到更多的依靠市場轉變，減少補貼依賴，促使企業通過降本增效提高企業發展質量，實現光伏行業優勝劣汰，加速淘汰落后產能，倒逼產業技術進步，遏制企業非理性擴張，促進行業資源向優質企業集中，進一步鞏固光伏產業在全球的領先地位，培育一批世界級光伏制造領軍企業。
四是有利于促進地方降低非技術成本，改善營商環境。補貼下調之后，為保證光伏發電項目經濟性，一方面企業通過技術進步降低成本，另一方面也利于促進地方政府落實國家和地方支持光伏產業發展的各項政策，降低非技術成本。
光伏發電是綠色清潔的能源，符合能源轉型發展方向，在能源革命中具有重要作用。培育壯大清潔能源產業、支持光伏發電等清潔能源發展是能源生產革命、消費革命的重要內容。國家發展改革委、國家能源局將繼續支持光伏產業健康持續發展。促進光伏產業持續健康有序發展、高質量發展是行業的共同責任和目標，我們將繼續與業內單位一起，加強研究相關政策措施。
一是抓緊研究光伏發電市場化時間表路線圖，統籌考慮非化石能源消費目標、電網消納能力、財政補貼實力，完善“十三五”光伏發展目標和后幾年發展規模，合理把握發展節奏。
二是大力推進分布式市場化交易。辦法已經印發，目前各地正在提出試點方案，我們將抓緊協商回復。今后要不斷完善商業模式和運行模式，使分布式市場化交易成為分布式光伏發展的一個重要方向，成為新形勢下分布式光伏發展的新突破、新市場。《通知》出臺后，有些地方電網公司簡單的理解為國家要控制光伏的發展，該并網的項目也不給并了，按政策要求該墊付的分布式光伏發電的補貼也停止了，應立即改正。
三是推動減輕企業負擔，為光伏企業營造良好營商環境。我們與國外國家相比，光伏發電成本的差異主要在非技術成本上。今年，國家能源局印發了《關于減輕可再生能源領域企業負擔有關事項的通知》(國能發新能[2018]34號)，對減輕光伏企業非技術成本將有重要作用，我們要推動地方做好該文件的貫徹落實，使措施要求落到實處，真正讓光伏企業輕裝前行。
四是抓緊可再生能源電力配額制度的落地實施。目前，辦法已完成征求意見工作，正在根據征求意見情況進一步修改完善，爭取年內出臺。這個制度實施后，進一步強化各地方政府和售電公司、參與市場交易大電力用戶、自備電廠等市場主體對消納可再生能源的責任，將對促進包括光伏發電在內的可再生能源發展起到十分重要作用。
五是多措并舉擴大消納，進一步減少棄光限電。我們將認真落實《解決棄水、棄風、棄光問題的實施方案》明確的各項措施，著力擴大光伏發電消納，突出抓好重點地區的消納問題，確保實現雙降。電網企業要落實新能源優先調度要求。
問答
一、對于規模管理是否采取了“一刀切”?
答：為緩解補貼壓力、減少棄光限電，《通知》對光伏發電新增建設規模進行了優化，采取了分類調控方式：對需要國家補貼的普通電站和分布式電站建設規模合理控制增量;對領跑基地項目視調控情況酌情安排;對光伏扶貧和不需國家補貼項目大力支持，有序發展。因此，此次調控并不是所謂的“一刀切”。除了需要國家補貼的項目，在保證消納、滿足質量安全等要求的情況下，其他項目是放開的。
二、請問國家能源局在推進分布式光伏市場化交易方面有什么考慮?
答：分布式發電就近利用清潔能源資源，能源生產和消費就近完成，具有能源利用率高、污染排放低等優點，代表了能源發展的新方向和新形態。為加快推進包括光伏在內的分布式發電發展，2017年10月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發了《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》(發改能源〔2017〕1901號)，啟動了分布式發電市場化交易試點工作。
明確了三種市場交易模式。
一種是分布式發電項目與就近電力用戶進行電力直接交易，向電網企業支付“過網費”。
一種是分布式發電項目單位委托電網企業代售電，電網企業對代售電量按綜合售電價格，扣除“過網費”(含網損電)后將其余售電收入轉付給分布式發電項目單位。
一種是電網企業按國家核定的各類發電的標桿上網電價收購電量，但國家對電網企業的度電補貼要扣減配電網區域最高電壓等級用戶對應的輸配電價。同時，通知對分布式發電交易的項目規模、電力交易組織、分布式發電“過網費”標準等提出了要求。
通知印發后，各地積極開展了組織申報工作。從上報情況看，各地積極性非常高。截至2018年5月31日，共有13個省市上報了35個分布式光伏試點項目。為加快推動分布式發電市場化交易試點的實施，我們將在盡快完成分布式發電交易試點審核工作基礎上，盡快啟動分布式發電市場化交易試點，下一步重點開展以下工作：
一是加快篩選分布式發電市場化交易試點項目，在確保試點項目質量的前提下，加快推出一批條件具備的項目和地區盡快啟動試點;
二是鼓勵不需國家補貼的分布式光伏發電項目和利用存量開展試點的分布光伏發電項目。我們將持續深化分布式發電市場化交易試點相關工作，探索分布式光伏參與市場化交易的技術模式和商業模式，使分布式市場化交易成為新形勢下分布式光伏發展的新方面、新領域、新市場。
三、國家能源局將采取哪些措施減輕光伏發電企業負擔?
答：近年來，隨著我國光伏發電技術不斷進步，設備制造等建設成本快速下降，使光伏發電的市場競爭力顯著提升，但從目前情況看，項目非技術成本高、企業負擔重的問題越來越突出，直接影響光伏發電平價上網和市場競爭力。為減輕可再生能源企業投資經營負擔，促進可再生能源成本下降，今年4月，我局出臺了《關于減輕可再生能源領域企業負擔有關事項的通知》(國能新能〔2018〕34號)，明確了有關政策的落實要求和相關支持措施。主要有：
一是嚴格執行可再生能源發電保障性收購制度。對符合國家規劃以及列入年度建設規模范圍內的項目，電網企業應限時完成并網，并按國家核定的區域最低保障性收購小時數落實保障性收購政策。
二是電網企業負責投資建設接網工程，保障配套電網工程與項目同時投入運行。
三是減少土地成本及不合理收費。
四是鼓勵金融機構將光伏納入綠色金融體系，降低企業融資成本。
五是制止糾正亂收費等增加企業負擔行為。地方不得收取任何形式的資源出讓費等費用，不得將應由地方政府承擔投資責任的社會公益事業相關投資轉嫁給可再生能源投資企業或向其分攤費用，不得強行要求可再生能源企業在獲取項目配置資格的同時對當地其他產業項目進行投資，不得建設規模與任何無直接關系的項目捆綁安排，不得強行從項目提取收益用于其他用途。六是加強政策落實和監管。將相關法規政策執行和優化政府服務列入可再生能源項目投資預警機制的監測評價范圍，并加強事中事后監管。
今后我們將把各地落實減輕企業負擔、降低非技術成本情況作為年度規模安排和基地布局建設的重要依據。對非技術成本低的地區優先下達規模、布局基地建設。下一步我們將重點抓好各項政策措施的落實以及各地、各方工作落實的監管，多措并舉，著力減輕光伏企業負擔，保障企業合法利益，加快實現光伏發電平價上網。
四、第三期領跑基地建設進展如何?下一步有何具體考慮?
答：2017年9月，我局啟動第三期領跑基地建設，優選出10個應用領跑基地和3個技術領跑基地。2018年5月，10個應用領跑基地企業優選工作全面完成，目前已全面進入實施階段;技術領跑基地正在進行企業競爭優選工作。從各基地競爭優選結果看，第三期領跑基地成效明顯。
一是有力推動技術進步、產業升級。基地入選企業擬采用的組件技術指標平均值達到18.8%，較前兩期分別提升了1.9個百分點和1.3個百分點。其中單晶、多晶轉換效率分別達到18.9%和18.3%，比現行市場準入門檻分別提升了2.1個百分點和2.3個百分點。
二是大幅促進成本下降、加速補貼退坡。各基地項目競爭產生的上網電價較當地標桿電價每千瓦時下降0.19至0.31元，降幅達28%-43.6%;平均下降0.24元，平均降幅36.4%。其中，最低電價為青海格爾木基地的0.31元/千瓦時，已低于當地燃煤標桿電價。按此測算，本期500萬千瓦應用領跑基地實施后，每年可節省補貼16.5億元，按國家規定的20年補貼期計算，共計可節省國家財政補貼330億元。領跑基地企業競爭優選發現的價格，為價格主管部門研究調整完善標桿電價加速退坡、盡早實現光伏發電平價上網提供了重要參考。
三是促進了地方降低非技術成本，改善了營商環境。我們在領跑基地建設中把土地成本、并網消納作為基地競爭優選的前提條件，各地方積極落實并作了相應承諾，帶動了非技術成本下降，顯著改善了光伏發電的營商環境。
下一步，我們將強化對地方執行和后續建設情況的監管，嚴格要求地方落實基地建設要求與承諾，督促企業加快建設按期并網運行，確保工程進度。考慮到領跑基地建設效果明顯，下半年我們將適時啟動第四期領跑者基地建設，今后將把領跑基地建設作為普通電站建設的主要陣地和重要方式。
五、地方支持分布式光伏發展的情況如何?
答：分布式光伏是今后光伏發展的重點領域。近年來，依據《可再生能源法》和《國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見》等文件精神，全國不少省份陸續出臺了支持光伏產業發展的政策措施，特別是，在國家對分布式光伏發電給予補貼基礎上，不少地方政府出臺了支持分布式光伏發展的補貼政策。據不完全統計，截至目前，浙江、廣東、安徽、江西、湖北、湖南、上海、北京、江蘇、山西、海南、福建12個省份出臺了補貼政策并仍在執行。浙江最為突出，除省里補貼外，還有8個地市、20個區縣出臺了電價補貼或初始投資補貼政策。此外，廣州的東莞市、佛山市、禪城區，安徽的合肥、淮南、淮北、馬鞍山市，江西的南昌市、上饒市、宜昌市，湖北的黃石市，湖南的長沙市，江蘇的鹽城市，山西的晉城市，海南的三亞市，福建的泉州市等地出臺了電價補貼或初始投資補貼政策。從實施情況看，效果很好，大大促進了當地分布式光伏發展。我們鼓勵各地區基于自身實際因地制宜、量力而行出臺分布式光伏發展的地方性支持政策。同時，將在已開展工作基礎上，充分聽取和吸納各方意見，繼續完善《關于完善光伏規模管理的意見》《分布式光伏發電項目管理辦法》，做好光伏發展的，特別是分布式光伏發展的政策和服務保障工作。
六、綠證是解決可再生能源補貼缺口的重要途徑，請介紹一下現在是什么情況?
答：為引導全社會重視可再生能源開發利用，倡導綠色能源消費，進一步完善風電、光伏發電的補貼機制，降低國家財政直接補貼強度，在借鑒國際經驗的基礎上，2017年7月1日起，我國正式實施可再生能源綠色電力證書自愿認購制度。政府、企業、社會機構和個人都可以按照相當于風電、光伏發電補貼強度的價格自愿購買中國綠色電力證書，作為消費綠色電力的證明。
截至2018年6月10日，已累計出售綠證27250個，其中風電綠證交易量為27101個，平均交易價格為184.2元/個(折合0.1842元/千瓦時);由于當前光伏項目補貼強度超出風電較多等因素，光伏綠證交易量僅149個，平均交易價格為668.3元/個(折合0.6683元/千瓦時)。未來隨著光伏建設成本的快速降低，電價逐步下降，光伏綠證價格也會逐步下降。下一步，我們將繼續擴大宣傳，鼓勵國內外企業、機構和個人通過購買綠證，支持光伏企業發展，緩解國家補貼壓力，營造全社會消費光伏電力的良好氛圍，共同履行綠色發展的社會責任。
七、去年底，國家已經出臺了新增光伏發電上網電價政策，5個月后再次下調普通光伏電站標桿電價和分布式光伏發電補貼標準，是如何考慮的?
答：近年來，我國光伏產業取得舉世矚目的成就，創新能力、競爭力不斷提升，標桿電價、稅收支持政策發揮了積極作用。光伏發電目前是需要財政補貼的行業。實行光伏發電價格退坡，盡快降低補貼標準，是國家太陽能發展“十三五”規劃已經明確的政策，市場早有預期。為合理反映光伏發電成本降低情況，我委不斷調整光伏發電標桿上網電價，降低全社會的補貼負擔，推動產業走向公平競爭、自主運營、良性循環的健康發展軌道。
本次下發的《關于2018年光伏發電有關事項的通知》(發改能源﹝2018﹞823號，以下簡稱《通知》)，進一步降低了納入新建設規模范圍的光伏發電項目標桿電價和補貼標準，普通光伏電站標桿電價統一降低5分，一類至三類資源區分別為每千瓦時0.5元、0.6元、0.7元;“自發自用、余量上網”模式的分布式光伏發電補貼標準也降低5分，具體為每千瓦時0.32元;符合國家政策的村級光伏扶貧電站標桿電價保持不變。同時明確，發揮市場配置資源的決定性作用，加快推進光伏發電平價上網，所有普通光伏電站均須通過競爭性招標方式確定上網電價，國家制定的普通電站標桿電價只是作為招標的上限價格。
降低電價的主要考慮：一是組件價格快速下降。今年以來，組件價格降速較快，常規組件平均價格已由去年底的每瓦3元降至5月的2.5元，少數企業已經報價2元。光伏組件平均價格與去年底相比降幅已達約17%。二是與光伏領跑者基地招標上限價格銜接。今年以來，國家能源局組織招標的10個應用領跑者基地中標價格，普遍低于同類資源區光伏電站標桿上網電價，每千瓦時平均下降0.24元，降幅約36%。
企業投標光伏領跑者基地，需要在2018年光伏標桿電價降低10%的基礎上報價，相當于下降5.5—7.5分作為招標上限價格。由于領跑者基地技術先進，且項目建設邊界條件規范，對土地稅費、棄光率等均有嚴格規定，普通電站完全按照領跑者基地招標上限價格執行過于嚴格。所以，此次降低5分。三是補貼缺口增長過快。
截至目前，可再生能源補貼資金缺口累計約1200億元，并且還在逐年擴大。去年以來，分布式光伏發電呈現高速發展態勢，今年1-4月新增裝機近900萬千瓦，同比增長約1.8倍。按照分布式光伏新增1000萬千瓦測算，每年需要增加補貼約40億元，補貼20年，總計需要補貼800億元。分布式光伏發展速度過快，也存在不少風險，需要通過價格杠桿發揮適當的調控作用。所以，這次分布式光伏發電補貼標準也相應下調5分。
此外，光伏項目建設周期較短。普通光伏電站的建設周期一般為4-5個月，分布式光伏的建設周期更短。從實踐看，一年調整一次價格未能及時反映產業發展實際。據了解，德國實行固定補貼管理時，先是每年調整一次價格，后來組件成本下降較快，改為一個季度調整一次，再后來改為二個月調整一次。需要強調的是，并沒有文件規定光伏電價一年調整一次。2013年8月，我委制定了分資源區的光伏發電標桿電價政策，到2015年底才制定新的標桿電價政策。之后，2016年底、2017年底分別調整了一次標桿電價。歷次價格調整都是根據技術進步、成本下降情況進行的，并沒有固定調價周期。若留“緩沖期”會帶來“搶裝”問題，對產業發展造成負面影響。
《通知》發布后，大多數光伏企業對降低標桿電價和補貼標準表示理解和支持。很多光伏制造企業負責人表示，光伏發電系統成本在下降，標桿電價下調，行業可以接受。
八、《關于2018年光伏發電項目價格政策的通知》中關于“630政策”的表述是否有變化?
答：2017年底，我委發布《關于2018年光伏發電項目價格政策的通知》(發改價格﹝2017﹞2196號)，明確2018年繼續執行“630政策”。本次《通知》規定了2018年普通光伏電站標桿電價的降幅，不涉及“630政策”，之前的“630政策”沒有變化。也就是已經納入2017年及以前建設規模補貼范圍的項目在今年6月30日前并網投運的，繼續執行2017年標桿電價。此外，國家能源局組織招標的技術領跑基地建設項目上網電價政策也保持不變。有的企業擔心不能執行“630政策”，是沒有必要的。
《通知》發布后，我們迅速通過光伏行業協會和光伏專委會等行業組織向社會釋放了明確信息，《財新》、《中國證券網》等相關媒體已經進行了廣泛宣傳報道;我們還主動聯系地方價格主管部門和電網公司，通知其要準確解釋今年“630政策”繼續執行的信息，大多數光伏企業已經了解了政策本意。
