竞价项目延期、合理利用小时数调整、保障性收购政策落实……南存辉2020两会提案直击行业痛点

5月21日，全国政协十三届三次会议在北京召开。作为全国政协委员、全国工商联副主席，正泰集团董事长南存辉带来了14份提案，其中5份提案直击困扰光伏行业许久的竞价项目延期、合理利用小时数、全额保障性收购政策、平价项目电价、土地税费等核心问题，获得业界高度关注。

01竞价项目延期

根据相关统计，2019年，我国光伏竞价项目规模总计22.8GW，其中约有13GW规模结转到2020年。

受新冠肺炎疫情影响，今年一季度国内光伏电站建设基本处于停滞状态。目前，除湖北等受疫情影响严重区域外，大部分光伏电站项目逐步复工，但已复工项目也因人工紧缺、项目业主管控等因素影响，复产进度缓慢。3月下旬项目开工率仅35%左右，4月中旬为65%左右，开工率远不及预期，导致项目难以如期并网。

根据现有政策，如果2019年竞价项目不能在2020年6月30日前并网，将被取消补贴资格。在无补贴支撑的情况下，预计全国将有6GW左右的项目选择放弃建设，约240亿元投资额流失，大批光伏企业将面临库存积压、利润下滑的风险，甚至被迫停产，不利于行业的平稳发展。

为此，南存辉建议：

财政部等相关部门酌情考虑疫情对光伏并网项目的影响，合理给予并网时间和补贴政策上政策倾斜。建议2019年竞价项目延期一个季度，给予项目更加充分的建设时间，保证项目的并网率和国内市场规模，增强企业对竞价项目的建设信心。

02合理利用小时数要“合理”

2020年1月20日，财政部、发改委、国家能源局等三部委印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》(以下简称《意见》)。《意见》提出，经审核纳入补贴目录的可再生能源发电项目，按合理利用小时数核定中央财政补贴额度。

国家发改委价格司在核定电价时，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区年等效利用小时数大约为1500小时、1300小时和1100小时。如果参照此方案核定“合理利用小时数”，光伏电站的总收益可能缩水10%以上。同时，部分省份光照资源分布不均匀，如果统一按1100小时获取国家补贴，投资者的收益将大打折扣，不利于行业持续发展。

南存辉指出，按照目前合理利用小时数的政策设想，只有合理利用小时数之内的电量才可以拿到补贴，之外的多发电量只能拿到相应的脱硫煤标杆电价，这意味着使用高效技术的电站收益将严重打折，不利于双面双玻组件、跟踪系统等新技术的推广和普及，技术领先的产品销量将会大打折扣，也将严重打击企业研发新技术、新产品的积极性，最后导致劣币驱逐良币。除此之外，光伏电站的交易也将随之受到影响，重新测算收益率情况、重新定价将给已经被补贴拖欠所累的光伏投资商带来更为沉重的负担。

为此，南存辉建议：

1、2020年之前经审核已纳入补贴目录的可再生能源发电项目，应该遵循前期政策的延续性，不应按新设立的“合理利用小时数”核定中央财政补贴额度。2、对于采用跟踪系统，超配技术，储能等新技术新应用的项目，建议按照技术类型乘以相应系数适当提高合理利用小时数，以促进光伏行业技术进步。3、根据各省市实际光照资源情况，对光照资源区重新划分，或对部分省市单独核定 “合理利用小时数”，避免部分资源区内电站收益大幅降低，影响市场稳定。

03落实全额保障性收购制度

《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作有关要求的通知》(发改能源[2016]1150号)明确规定，未经国家发改委、国家能源局同意，不得随意设定最低保障收购年利用小时数。《电网企业全额保障性收购可再生能源电量监管办法(修订)(征求意见稿)》提出，保障性收购电量由国家能源主管部门综合考虑电力系统消纳能力、安全和可再生能源资源条件，参考准许成本加合理收益进行核定。

2019年底，全国人大常委会发布的可再生能源法执法检查报告指出，可再生能源消纳压力仍然较大、全额保障性收购制度落实尚不到位。个别省份暂未达到国家规定的最低保障收购年利用小时数，且存在以低于国家有关政策明确的电价水平收购的情况。如西部某省2018年自行设置的风电、光伏发电保障性收购小时数分别为774小时和479小时，距国家保障性收购政策规定的风电1800小时和光伏发电1500小时差距较大。

部分地方政府以市场化交易名义，变相压低保障利用小时数。2019年底，某省《2020年度省调发电企业发电量调控目标预案(征求意见稿)》，提出“光伏机组安排900小时，执行基准电价之外的电量全部参与市场交易”。这个保障水平远低于国家规定的全额收购最低保障性小时数(1400/1100小时)。

南存辉指出，当前实际风电、光伏发电利用小时数中，大部分电量属于低价市场化交易，参与市场交易实际上是牺牲降低售电电价来获取发电权。“保量不保价”表面上增加了新能源发电利用小时数，减少了弃电，完成了国家要求的保障小时数，但却损害了可再生能源开发企业的应得收益，企业陷入“发电小时数增长、企业利润下降”的尴尬境地。

为此，南存辉建议：

1、可再生能源不应参加调峰或变相分摊调峰费用，优先上网，保量保价。建议国家发改委、国家能源局督请各省按照发改能源[2016]1150号文要求执行;2、保障可再生能源电站投资企业的基本收益，稳定投资预期。各省发布的最低保障性收购电量政策对于当年新建电站提供至少10年持续期，对于最低保障性收购电量要参考准许成本加合理收益，由电网企业按照政府定价收购。

04平价上网项目执行20年固定电价

2019年1月，国家发改委和能源局下发《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》明确规定，为推动风电、光伏发电平价上网顺利实施，执行固定电价收购政策，对风电、光伏发电平价上网和低价上网项目，按项目核准时的煤电标杆上网电价或招标确定的低于煤电标杆上网电价的电价，由省级电网企业与项目单位签订固定电价购售电合同，合同期限不少于20年，在电价政策的长期稳定性上予以保障。

根据相关规定，2020年1月1日起，国内将取消煤电价格联动机制，将标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。到“十四五”期间，平价以后的电价依据如何确定，还是全面转向竞价。完全竞价之后，用什么样的体制机制去保障价格实施。

南存辉表示，目前国内光伏电站签订的PPA(电力采购协议)，大多是一年为期。国内已经或正在申报的平价光伏项目，部分省份不仅压低了保障收购小时，还在脱硫煤电价基础上额外征收扶贫或公益费用。由于光伏是前期一次性投入，投资之后发电小时和电价的不确定性会带来负面影响。

为此，南存辉建议：

对于平价光伏项目按照并网当年脱硫煤电价签署20年购电协议。禁止地方政府在平价光伏项目上增收额外任何形式的税费，保障光伏行业稳定健康发展。

05农林光互补项目减免土地税费

农光互补、林光互补是综合利用土地资源的重要方式，通过这种光伏+农林业开发的模式，在不改变原有土地性质的基础上，抓住了发展生态农业“一地多用、立体开发、循环发展、多方共赢”的关键，实现电力和农林业同步建设，在解决用电问题的同时，实现了土地资源升值，带动了周边就业，助力扶贫攻坚，帮扶兴农富农，产生了良好的社会效益、经济效益和环境效益，是一种新形式的土地综合利用方式。

南存辉指出，由于农林光互补电站往往是山地、盐碱地、荒漠、荒草地、沉陷区等劣质土地，企业需要前期投入大量的人力、物力、财力进行土地改良，特别是山地、盐碱地等改良往往需要3-5年时间才能产生农林业收益。这在一定程度上增加了企业经营负担和成本。

2018年12月29日发布的《中华人民共和国耕地占用税法》，尚未明确农林光互补等复合用地项目是否需要缴纳耕地占用税，应按什么标准缴纳。但部分地区已经开始要求光伏+项目缴纳相关税费。

为此，南存辉建议：

国家统一出台办法，对农林光互补项目等综合利用土地具有生态效益的光伏发电项目，给予减免或按点征收耕地占用税等税费。