政策需靈活穩定

　　如果進一步擴容中國國內市場，相關補貼政策需要做哪些調整？首先，應當建立光伏發電補貼的穩定來源。充分發掘現有政策潛力，取消各地自行出臺的可再生能源電價附加減免政策，加強征收和使用各環節的管理，做到應收盡收。僅此一項一年可增加可再生能源基金近200億元，這筆資金可專項用于支持光伏發電。這樣，原來基金中用于風電、生物質能補貼的金額可以基本不動。

　　其次，對補貼方式進行調整，對金太陽工程發電項目等，從補貼裝機（即國家一次性對光伏發電項目的初始投資進行一定比例的補貼）改為補貼發電量（即國家承諾，在光伏發電項目的生命周期內，業主每發一度電都給與一定的補貼），這樣可以避免虛報裝機、以次充好；對分布式光伏發電項目，應從補貼發電端（即每度電的補貼為光伏標桿上網電價與當地火電上網標桿電價的差值）改為補貼用戶端（即每度電的補貼為光伏標桿上網電價與當地銷售電價的差值）。

　　由于分布式發電項目，具有自發自用的特點，所以補貼用戶端可以比補貼發電端提高效率數倍。譬如，目前光伏發電上網電價為每千瓦時1元，西部省份火電上網標桿電價普遍不超過0.3元，光伏發一度電國家要補貼0.70元左右。如果要維持這么大的補貼幅度，需要連續大幅提漲銷售電價，這是我國目前經濟社會難以承擔的。我國東部和中部地區工業、商業用電實際價格水平在每千瓦時0.8～1元左右，如果每千瓦時補助他們0.2-0.3元，他們就有積極性采用分布式光伏發電。在西部發電端花0.70元只能補貼1千瓦時，到東、中部用戶端同樣的價錢可以補貼3～4千瓦時左右。

　　同時，為了提高光伏發電的競爭力，最終達到與常規發電可以競爭的水平，還可通過招標競爭降低光伏補貼成本。譬如，可以在全國范圍內對光伏發電的業主進行補貼招標，選擇最低補貼的企業中標進行光伏發電的開發。這樣也有利于補貼的公共財政資金達到效益最大化，并淘汰光伏產業中的落后產能。

　　電力法須與時俱進

　　我國現行《電力法》自1996年4月1日起施行，已歷時16年。當前《電力法》規定的“供電專營”，使本可用380伏電壓直接使用的分布式光電裝置，被“迫”要求原地升壓至10千伏以上入網計價，再降回380伏按銷售價格結算。“這無端增加了大量輸變電投資。”褚君浩說，按此規定，光伏發電“并網難”就不足為怪。因此，越來越多的屋頂光伏項目陷入困境，光電應用也不能在未來形成氣候。光伏發電“并網難”的另一個重要原因則是電網企業的逐利沖動。

　　“目前電網企業的收入仍然全部來自發電環節與終端銷售環節之間的價差。光伏發電'自發自用'一度電，則直接導致電網企業減少一度電的價差收入。”褚君浩分析說，電網企業因此不愿接受“千家萬戶”自建的分布式光伏發電量。

　　 但歐洲各國做法則與中國相反：電力公司以高于常規電價的價格收購光伏電量，政府對于超出常規電價的部分給以補償，補償金則通過綠色電力附加分攤到電網的銷售電價中去。“正是通過這些政策，國外光伏應用市場得到了迅速擴展。”褚君浩呼吁盡快修改《電力法》，以符合光伏發電、風力發電等快速擴展的需求。褚君浩特別強調，《電力法》第二十一條和第二十五條應該重新修訂。《電力法》第二十一條為：“電網運行實行統一調度、分級管理。任何單位和個人不得非法干預電網調度。”