“年年我的两会提案中都提到光伏产业，今年的提案更多是关注和跟进去年一系列促进光伏产业发展的利好政策落实到位的问题。”全国政协委员、通威集团董事局主席刘汉元2日在北京接受采访时表示。他坦言，光伏企业现在是“乐观的看待未来，愁容却又是满面。”

去年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，以促进了中国光伏终端应用的快速发展。

刘汉元指出，虽然，国家出台了大量利好政策，但是，特别是分布式光伏发电项目的申报、备案、建设、并网、补贴申领、融资等方面，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，欧美国家还在继续打压我国光伏产业，受此影响，2014年国家8GW的分布式光伏发电发展目标恐难完成。

他在提案中呼吁国家相关部门应制定基本统一、具备刚性的“傻瓜式”操作流程，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，各级电网和地方政府相关部门应少一些推诿、少一些延误，让中国光伏产业迅速迎来春天。

部分地方分布式光伏难备案

“上个星期，我去了浙江、江苏多地进行市场调研，我发现很多分布式光伏项目不少都在等批文，都是‘丈二和尚摸不到头’，都不知道怎么办。”

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。刘汉元说，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。

刘汉元认为，国家发改委、能源局出台了很好的扶持政策，但没有得到有力的传达和宣贯，很多地方对政策的理解不一，响应和执行力度大相径庭，甚至于一些地方获得的政策资讯更多来自互联网等公共信息平台。

安徽省合肥市早在“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、电力部门依合同无条件购买光伏发电。

刘汉元建议国家政府主管部门在强化既有政策的督促、落实到位的同时，借鉴、推广合肥经验，迅速调整核准政策，根据分布式光伏发电项目的规模等要素，及时取消和下放行政审批，为项目提供便利；建议电网企业积极采取有效措施，开放融合，灵活处理项目的核准、备案问题，并结合实际，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，则应充分考虑分布式光伏发电项目的特殊性，并结合机构改革简政放权，着手研究有关资质监管工作，对相关政策法规作出必要调整。
缩短周期打破并网瓶颈

并网是分布式光伏发电大规模应用的前提条件。基于此，国家能源局2013年12月9日发布了《光伏发电运营监管暂行办法》，其中明确规定，电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内光伏发电项目的上网电量。

刘汉元指出，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。电网企业既是向发电厂购买电力的唯一买家，又是向用户售电的唯一卖家，以售电作为主要业绩考核指标。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电网企业的既得利益，所以电网企业普遍对包括分布式太阳能发电在内的新能源电力并网积极性不高，部分电网甚至阻碍可再生能源并网，甚至在项目现场踏勘、并网方案制定及验收、购售电合同签订及实施过程中设置障碍，致使国家支持分布式光伏发电并网的好政策不能很好的落地。

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。例如，一个家庭分布式光伏发电项目，单个容量基本上在5-10千瓦，投资约5-10万元，很多地方却极为教条式地要求用户编制所谓“可研、环评、电力接入方案”等，几乎达到了地面集中式大规模光伏电站的标准，而且必须委托有电力资质的设计单位执行。姑且不论个人用户有没有单独去找这些设计单位编制报告的能力，单这些报告的编制费用，往往就等于一个小型光伏电站的建设费用，造成了资金、时间浪费。

刘汉元说：“当分布式光伏电遇到‘中国化’后，已事实上滞后甚至牺牲了宝贵的发展机遇。”

针对部分电网公司至今未出台分布式光伏发电实施细则，项目并网备案难度大，基本不受理体系外项目申报、并网申请等主要问题，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。
补贴申报不能互扯皮推诿

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。

刘汉元称，但由于各地缺乏统一规范的备案与申报流程，有些地方电网公司要求发改委先出具备案文件，而发改委要求电网公司先出具接入方案，二者相互扯皮推诿，使用户在分布式发电并网及补贴申报中无所适从。同时，各地购售电合同约定的电费结算时限也不同，有按月结，有两月结，也有半年、一年结的。而且目前出台地方性补贴政策的浙江、合肥、洛阳等地，扶持对象仅限于当地的系统产品生产商，而外来项目投资或经营方则很难享受当地补贴政策。

另外，分布式发电应用主要涉及地面、水面（鱼塘、水库）、屋顶等三种差异较大的可建条件类型，国家0.42元/千瓦时的补贴标准并未区别考虑这些不同的建设环境和条件。总之，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。

分布式光伏快速发展的主要动力之一在于结算标准明确、补贴发放及时，刘汉元建议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。通过政策细化和落地，切实推动电网公司及各参与主体增强发展积极性，自觉加大对国家政策的执行力度。

分布式光伏融资应各样化创新

中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显得相当重要。

刘汉元建议国开行充分发挥开发性金融机构的引导作用，创新金融服务，根据国家光伏发电发展规划和有关地区的分布式光伏发电年度实施方案，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10-15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，他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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