毫無疑問，幾經(jīng)雕琢的2019年光伏建設(shè)管理辦法是目前最合理、最市場化的政策，但在征求意見稿中，仍有幾點較為模糊之處。

第一，征求意見稿中提出要優(yōu)化建設(shè)投資營商環(huán)境，包括確認(rèn)有關(guān)地方政府部門在項目開發(fā)過程中沒有以資源出讓、企業(yè)援建和捐贈等名義變相向企業(yè)收費，沒有強制要求項目直接出讓股份或收益用于應(yīng)由政府承擔(dān)的各項事務(wù)，沒有強制要求將采購本地設(shè)備作為捆綁條件等。

實際上，類似的政策在此前主管部門的文件通知中也曾明確過，但即使在領(lǐng)跑者項目中，依然存在附加其他費用的情況。所以，盡管政策初衷是好的，但在實操階段，如何落實以及有效的監(jiān)管仍困難重重。這也是我國光伏電站建設(shè)非技術(shù)成本一直居高不下的原因之一。

第二，在2019年光伏發(fā)電建設(shè)管理方案中，將項目類別明確分為五類，其中普通光伏電站指裝機容量6兆瓦及以上的光伏電站，工商業(yè)分布式光伏發(fā)電項目指就地開發(fā)、就近利用且單點并網(wǎng)裝機容量小于6兆瓦的戶用光伏以外的各類分布式光伏發(fā)電項目。

那么問題來了，自發(fā)自用、余電上網(wǎng)且裝機容量大于6MW的工商業(yè)分布式項目該如何申報競價？若將項目拆分為多個小于6MW的分布式項目分別進行申報，是否會無形之中增加項目前期開發(fā)的工作量及成本？此外，直供電光伏項目是否可以作為自發(fā)自用分布式項目參與競價申報？這些不夠明確的概念也給項目申報帶來了一定的困惑。

第三，戶用項目補貼政策已經(jīng)基本清晰，總補貼額7.5億，折合350萬千瓦裝機，包括531之后、該文件發(fā)布前已建成并網(wǎng)但未納入國家補貼范圍的項目。同時省級電網(wǎng)企業(yè)每月10日前對外公布上月新增并網(wǎng)和當(dāng)年累計新增并網(wǎng)的戶用光伏裝機容量及項目名單，當(dāng)截止上月底的當(dāng)年累計新增并網(wǎng)裝機容量超過當(dāng)年可安排的新增項目年度裝機總量時，當(dāng)月最后一天為本年度可享受國家補貼政策的戶用光伏并網(wǎng)截止時間。

按照該申報規(guī)則，假設(shè)10月10日公布的9月累計裝機超過3.5GW，那么戶用項目并網(wǎng)截止到10月底，留有一個月的緩沖期；但是，假設(shè)10月10日公布的9月累計裝機為3.4GW，那么按照意見稿，實際上11月10日公布的10月累計裝機才“超過3.5GW”，戶用項目并網(wǎng)時間則截止到11月底，如此相當(dāng)于有將近兩個月的緩沖期。按照531之前戶用市場的高峰期，每月裝機約4-5萬套，對應(yīng)裝機320-400MW，緩沖期一個月的話戶用規(guī)模還在可控范圍內(nèi)，若緩沖期變成兩個月，是否會超出戶用補貼額預(yù)算呢？

第四，征求意見稿中提到，在全國排序累計補貼總額時，各項目年補貼額為“度電補貼強度×裝機×年利用小時數(shù)”，其中年利用小時數(shù)按《關(guān)于做好風(fēng)電、光伏發(fā)電全額保障性收購管理工作的通知》（發(fā)改能源〔2016〕1150號）規(guī)定的最低保障收購年利用小時數(shù)計算，未規(guī)定最低保障收購年利用小時數(shù)的，按Ⅱ類地區(qū)1300、Ⅲ類地區(qū)1100基礎(chǔ)小時數(shù)計算。

查閱1150號文件發(fā)現(xiàn)，該文件只規(guī)定了Ⅰ類及部分Ⅱ類資源區(qū)的利用小時數(shù)，因此Ⅲ類資源區(qū)將按照1100利用小時數(shù)計算，同為Ⅲ類資源區(qū)，山東等太陽能資源充足的地區(qū)利用小時數(shù)可能在1300h，而湖南、湖北等太陽能資源較差的地區(qū)可能不足1000h。所以取這一參考值只是為了方便計算30億補貼額對應(yīng)的規(guī)模上限，具體補貼發(fā)放額還是要看實際的發(fā)電量。

從整個政策方向來看，基本延續(xù)了2月份座談會上征求意見稿的思路，但仍需國家發(fā)改委價格文件的正式出臺，給戶用以及存量項目的電價以政策支撐。

來源：光伏們