两会已经过半，各路能源大佬们的提案议案也已水落石出。总的来说，能拿到两会上说的事儿，都是各家企业现在和未来*关心的槽点和痛点。

　　从新能源领域看，大佬们的议案提案大致可以分为三类。

　　1、向补贴开炮

　　全国政协委员、协鑫集团董事长朱共山：

　　建议上调电价附加征收标准。首先从源头上扩大可再生能源补贴资金规模，稳定保障“十三五”期间能源转型，之后可根据技术进步和成本下降因素，逐步下调征收标准至平价上网实现，不再需要补贴。

　　建议电价附加应成为可再生能源发展基金的**资金来源。由国家发改委统一审核监管，同时可再生能源电价附加的征收和补贴的发放均由电网公司代为完成，简化流程提高效率。

　　全国人大代表、晶科能源CEO陈康平：

　　由电网公司或地方政府先期垫付补贴。在分布式光伏电站推广时，用户*为担心的是补贴能否及时到位。补贴拖欠的确普遍存在，其中以集体或企业用户*为严重，补贴多数延迟6个月、甚至更久。这时，用户只能按当地脱硫燃煤标杆电价部分，平均为0.3429元/千瓦时，国家及地方补贴的0.42元~0.82元/千瓦时难以及时到位。

　　建议明确相关补贴由电网公司、或地方政府先期按月垫付，若发生延迟按照市场规则向用户结算滞纳金，按照季度或年度由他们向相关财政部门统一结算。

　　全国人大代表、晶龙集团、晶澳太阳能董事长靳保芳：

　　上调可再生能源附加标准到3分钱。对可再生能源电价附加的征收水平进行调整，由0.019元/千瓦时上调至0.03元/千瓦时，并保证全部电量足额征收，确保补贴资金能够满足产业发展需要。

　　2020-2030年，根据可再生能源发电技术进步和成本下降情况，逐步下调电价附加水平至2025年陆上风电和2030年光伏发电分别实现平价上网，不再需要补贴。

　　对居民及农村用电也全额征收。目前，我国可再生能源附加征收范围仅涵盖工商业领域，对居民及农村用电不予征收，按照我国人均年用电量约1000千瓦时计算，若可再生能源电价附加达到0.03元/千瓦时，人均年电费支出增加90元，约占农村人均年收入的9‰，占城市人均可支配收入的6‰，并不会对人民生活水平造成显著影响，对于贫困家庭及特殊群体，可以扶贫方式对该部分支出予以弥补。以2015年国内生产总值67.7万亿元计，补贴成本占不足国内生产总值的2.5‰。

　　调整补贴期限，覆盖整个还本付息周期。建议可再生能源项目实现平价上网前，所发电量按可再生能源上网标杆电价收购，直至项目完成贷款还本付息后，调整为按常规化石能源上网电价收购。

　　调整补贴资金管理机制。建议全国人大修改《可再生能源法》第二十四条，并督促有关部门修改配套法规，明确征收可再生能源电价附加是可再生能源补贴的**来源，由国家发改委统一审核监管，取消用国家财政年度专项资金补偿可再生能源电价附加资金缺口的规定，提高可再生能源补贴管理效率，杜绝主管机构推诿现象。

　　简化补贴资金征收和拨付程序。建议简化可再生能源电价附加的征收和补贴申报、审批、拨付方式，规定可再生能源电力附加收支均由电网公司代为完成。电网公司根据上网电价水平直接与可再生能源发电企业结算，可再生能源电价附加征收上来直接拨付电网,同时免除可再生能源电力附加在征收、发放过程中的各种税费。

　　2、寻求金融支持

　　朱共山：

　　建议对光伏电站进行适度增信。

　　光伏电站具有类似经营性物业的稳定的收入、稳定的净现金流，可以尝试融资租赁、保理、BOT、债券、票据、合同能源管理等等操作模式。

　　组建可再生能源财政补贴应收款专项引导基金。

　　建议由国家能源局牵头，财政部、发改委、人民银行等主管部门参与，组建国家层面的可再生能源财政补贴应收款专项引导基金，吸引央企、大型国企以及保险资金、社保资金等机构投资者的资金集聚，而政府资金可持续循环利用，实现财政资金杠杆放大效应。

　　朱共山表示，专项引导基金可以引导资金投资方向和区域流向，重点向优质可再生能源企业垫付补贴资金，用财政应付补贴款偿还垫付资金。

　　引导基金长期作为财政应付补贴款的债权人，通过合理配置资金，在支出资金的同时，也能阶段性获取相应的资金补偿，从而达到在较长一段时间内形成较为稳定的预期现金流入，可以尝试发行债券、资产证券化等更多样的融资渠道，扩充基金规模。

　　陈康平：银行对光伏扶贫从资金量、年限和利率等方面支持

　　以3KW户用分布式光伏电站为例，价格一般在3万元左右，而通常每个地方到户的扶贫资金仅6000~8000元。其余的75%左右需要银行融资，而目前现在一般银行贷款依然采取传统的工作模式，贷款的办理手续繁、周期长、利息高。

　　建议在目前政府大力推动扶贫的基础上，明确银行体系每年的光伏扶贫金额指标，且要求按15年甚至更长期年限、2~3%的年利率给予支持。

　　靳保芳：

　　建议地方政府成立支持分布式投资的担保公司。

　　在投融资市场建立完善的信用体系，保证投资人权益受到保护。

　　3、绑定电网公司

　　朱共山：电网承担可再生能源全额保障性收购主体责任

　　建议国家应明确电网应承担可再生能源全额保障性收购的主体责任，并承担优先调度可再生能源、统计和分摊可再生能源弃发电量、充分挖掘系统调峰潜力、加强输电通道建设等责任。

　　建议国家应突出低碳能源的优先发展地位，使电网发展规划与可再生能源发展规划相协调，加快建设打通西部能源基地和东部负荷集中地区的电力输送通道。

　　建议国家应在“十三五”规划、专项规划、工作方案等重要文件中确立低碳能源优先发展的地位，设立补贴、退税等优惠政策的长期目标，稳定投资预期，并通过配额制或绿色电力证书等政策措施和机制将可再生能源发电占比的约束性指标落实到具体责任单位。

　　建议要推动构建全国统一的电力市场体系，由中央统一安排和调度，打破当前的省际电网的疆域界限和行政隔阻，使电网发展规划与国家和地方可再生能源发展规划相协调，加快建设打通西部能源基地和东部负荷集中地区的电力输送通道，选择沿海发达地区和西部地区结对试点。

　　陈康平：

　　灵活放宽光伏装机占并网点变压器的容量比例。

　　贫困地区的电网基础建设相对薄弱，按照国家电网规定的光伏装机不能超过并网点变压器总容量的30%。农村变压器容量普遍在200~300KW，按此计算一个村的装机容量仅为几十KW，无法满足光伏扶贫规模的需求，而目前电网改造的手续繁琐，需要层层审批，一般需要到省一级电力部门。

　　建议一方面根据不同地区的用电负荷特点，灵活放宽光伏装机占并网点变压器的容量比例，另一方面相关部门简化电网改造审批手续，针对光伏扶贫地区，加快改造进度，必要时采取企业代建、电力部门支付的方式，彻底打通光伏扶贫的电力出口。

　　明确6MW以下分布式光伏项目全部低压并网。

　　虽然早在2012年，电网公司就陆续发布了简化并网手续的通知，但具体到各地供电部门实施时，一般一个系统前后需要5次以上的当面沟通和申报，方可并网。涉及到部分村集体的几十KW级规模时，部分地区更是提出10KV并网、按大电厂的标准加装远操装置等，每项的费用少则几十万元，多则高达百万，高额的额外费用导致项目根本无法实施。

　　建议国家能源局、或电网公司等相关部门出面，通过统一技术标准和要求明确相关内容，根据分布式项目的实际技术特点及要求，明确6MW以下的项目全部采用低压并网。

　　另外，对于部分尚无法满足分布式光伏电站要求的区域电网，明确电网改造的责任和时间表。

　　靳保芳：

　　业主投资建设的配套送出工程，电网公司目前大多数情况下无偿回购，造成了电站建设成本上升，对电站建设选址造成极大约束。建议电网公司按照相关政策规定加快回购。

　　取消所有分布式光伏发电的上网系统备用费。在自发自用可以改为全额上网的政策中，忽略了分布式光伏电站在接入企业变压器时候的系统备用费缴纳问题。

　　信用体系尚未完全建立起来前，规定电网成为分布式电站结算主体。

　　靳保芳还建议：

　　国家及地方进一步出台税收减免等优惠政策，或对现有优惠政策进行修订。免除分布式光伏发电增值税。光伏发电的增值税政策“即征即退50%”在2015年到期。

　　建立分布式光伏电站产权制度：电站立项纳入建设规划的正规管理;建立分布式电站不动产产权制度;立法消除分布式电站的存续风险;建议国家认可屋顶权属并可颁发权权属证书明确屋顶产权。

　　建立公共信息平台，结合信用体系，为投资人商业评估提供有效数据。