李河君：新能源不是补充能源而是替代能源

　　记者：早在2007年，我国颁布的《节能发电调度办法（试行）》就曾规定“优先调度可再生发电资源”，而2013年出台的《分布式发电管理暂行办法》更是明确“电网企业应保证分布式发电多余电量的优先上网和全额收购”。此后，《光伏发电运营监管暂行办法》提出“电力调度机构除因不可抗力或 者有危及电网安全稳定的情形外，不得限制光伏发电出力”，但为何截至目前，弃光弃风等现象仍大量存在？
　　
　　李河君：这是由于新能源是替代能源的战略定位还不够清晰明确。太阳能发电等新能源不应是用来弥补电力缺口的补充能源，而应是燃煤火电的替代能源。
　　
　　只有电力市场化，才能从根本上解决新能源、可再生能源替代煤炭发电的体制性障碍。建议在国家对电网企业单独定价、严格监管的基础上，放开发电和用电价格，实行由发电方和电力用户通过市场交易形成电力价格的市场机制。
　　
　　我们应尽快取消行政安排的发电量计划指标体系，落实《可再生能源法》，确定“非化石能源无条件优先替代化石能源”的法律原则和国家战略。在全国范围推广2007年国务院批准试点的《节能发电调度办法》，实现“任一时刻发电所用的化石燃料消耗少”。
　　
　　对调峰备用的火电机组给予“容量费用”。对于因节能调度办法导致发电量收入不足以支撑正常经营的燃煤火电机组，如果是电力系统调峰，备用所需的容量范围，则由国家给予“容量费用”；其余火电机组国家不负责，均由企业按经济原则处理亏损问题。主要原则：不能因为火电企业经济效益问题而多烧煤。
　　
　　记者：国家能源局明确2014年我国光伏项目建设规模为14GW，分布式占60%，主要向东部有补贴和电价较高地区倾斜。但就目前情况来看，被定义为我国未来光伏电站主要发展方向的分布式光伏应用推广却并不顺利，您认为这是什么原因造成的？
　　
　　李河君：我们必须高度重视和着力解决目前分布式电站建设过程中面临的几个突出问题。
　　
　　，由于分布式电站核心部件仅安装在厂房屋顶，是否正常运营对用能单位的正常生产经营不构成直接影响，从而导致用能单位违约成本较低，项目违约风险较高；第二，“优先自发自用、余量上网”政策增加了项目复杂程度与结算风险。目前实施的“优先自发自用、余量上网”政策在某种程度上导致项目结算涉及多个不同的相关利益主体；第三，现行度电补贴水平影响了分布式电站大规模发展；第四，并网难仍是制约光伏电站建设的瓶颈问题；第五，中央与地方相关政策存在不配套问题。
　　
　　我们应尽快理顺实施细则，减少项目立项报批程序，简化各环节手续，使项目从立项、建设、竣工验收、并网、结算等手续简便易行，使产业扶持政策能够尽快起到实效，使度电收益足以覆盖投资企业融资贷款所需的本息和行业投资利润要求；扶持电网公司技术改造，借鉴欧美电网统一结算方式，从根本上解决光伏电站上网难、结算难问题；如德国分布式光伏“强制统一上网、统一以固定电价与电网结算、政策性金融机构主导”的成功经验，使其客观上成为项目融资的担保，为分布式光伏电站融资创造条件。
　　
　　与此同时，应该把区别对待、“有保有压”、“有扶有控”的金融政策落到实处。建议银监会要求银行等金融机构积极支持代表先进生产力、技术含量高、拥有自主知识产权的薄膜光伏企业的合理信贷需求，在信贷资金的具体发放层面上真正“落地”，从而落实央行信贷政策对整个光伏行业的导向作用，鼓励转型升级和自主创新，保持我国在薄膜太阳能领域的领先地位。
　　
　　此外，要放宽对光伏电站建设土地权属的限制性要求。鉴于光伏电站建设不同于一般建筑物、构筑物，对于土地租赁达到一定年限、合作模式稳健的项目，应允许金融机构审核放贷，以满足先进薄膜光伏企业的项目融资需 求。