近日，国家发改委继《财政部发布关于光伏补贴拖欠问题的答复》后，对政协委员、人大代表提出的有关光伏补贴拖欠问题进行了答复，其中主要涉及以下两份提案：
1、制发日期2019-08-22：《关于政协十三届全国委员会第二次会议第3836号(工交邮电类421号)提案答复的函》答复《关于加快解决光伏补贴拖欠问题的提案》;
2、制发日期2019-09-13 ：《对十三届全国人大二次会议第8439号建议的答复》答复《进一步优化能源补贴结构，落实平衡能源发展缺口的提案》。
关于政协十三届全国委员会第二次会议第3836号(工交邮电类421号)提案答复的函
您提出的《关于加快解决光伏补贴拖欠问题的提案》收悉。经商财政部、能源局，现答复如下。
党中央和国务院高度重视可再生能源发展。按照《中华人民共和国可再生能源法》的规定，国家发展改革委、财政部、国家能源局于2006年建立了对可再生能源发电的补贴政策。经过“十一五”以来的持续政策支持，我国光伏发电产业从无到有并发展壮大，取得了巨大成就。
一、现行光伏电价政策
2019年4月，我委出台印发《国家发展改革委关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》(发改价格〔2019〕761号)，文件明确：一是完善集中式光伏发电上网电价形成机制。将集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价。将纳入国家财政补贴范围的Ⅰ~Ⅲ类资源区新增集中式光伏电站指导价分别确定为每千瓦时0.4元(含税，下同)、0.45元、0.55元。二是适当降低新增分布式光伏发电补贴标准。纳入2019年财政补贴规模，采用“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式(即除户用以外的分布式)光伏发电项目，全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.10元;纳入2019年财政补贴规模，采用“自发自用、余量上网”模式和“全额上网”模式的户用分布式光伏发电补贴标准调整为每千瓦时0.18元。下一步，我们将继续推动风电、光伏等可再生能源发电主要通过市场形成上网电价或通过竞争性等招标方式形成补贴标准，平稳实现全面平价上网。
二、关于出台可再生能源配额制，建立“绿证”市场，启动“绿证”强制性约束交易
2019年5月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》(发改能源〔2019〕807)，明确提出建立可再生能源电力消纳保障机制。承担消纳责任的市场主体实际消纳可再生能源电量难以完成消纳量责任权重对应的消纳量情况下，可选择通过消纳量转让和自愿认购绿证两种方式完成消纳责任权重。政策的出台有利于促进各省级行政区域优先消纳可再生能源，同时促使各类承担消纳责任的市场主体公平承担消纳可再生能源电力责任，推动建立可再生能源电力消费引领的长效发展机制，促进清洁、低碳、安全、高效的能源体系建设。
关于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、发行国债、提高可再生能源补贴征收标准等建议我们积极支持。
我们同意您关于推进“绿证”交易制度的建议。此前，我们配合相关部门，已经开展了“绿证”自愿交易工作。下一步，我们将继续加大推进可再生能源电力配额及“绿证”强制交易工作开展力度。
三、关于免除可再生能源电价附加在征收、发放过程中的各种税费
营改增以来，我国不断扩大纳税人可抵扣进项税范围，逐步将纳税人购进的货物、服务、固定资产、不动产纳入抵扣范围，电力企业等原增值税纳税人一直享受净减税的改革红利。2018年5月1日起，我国将电力产品原适用的17%税率下调至16%，今年4月1日进一步下调至13%，在近一年的时间里，电力产品增值税税率由17%下调至13%，降幅高达23.5%。下一步，我们将认真研究您提出的建议，并在今后工作中统筹考虑。
四、关于提高可再生能源电价附加标准
近年来，针对可再生能源发展基金缺口较大问题，可再生能源电价附加征收标准已多次调整，从最初的0.2分/千瓦时上调至现行的1.9分/千瓦时，提高了近10倍。近年来，国家实施了一系列减税降费政策，持续减轻企业负担。当前形势下，暂无法提高电价附加征收标准。下一步，我们将积极配合相关部门结合行业发展情况、企业承受能力等因素适时研究有关政策。
感谢您对发展改革工作的关心和支持。
国家发展改革委
2019年8月22日
对十三届全国人大二次会议第8439号建议的答复
您提出的关于进一步优化能源补贴结构，落实平衡能源发展缺口的建议，全国人大交由财政部和我委分别办理，现就涉及我委职能的事项答复如下。
近年来，我国风电、光伏等可再生能源发展取得举世瞩目的成绩，发电装机和发电量高速增长，发电技术处于世界领先地位，发电成本不断下降，一些地区不少新建项目已经可以实现平价上网。可再生能源快速发展带来了补贴资金缺口扩大的问题。为弥补补贴资金缺口，可再生能源电价附加征收标准连续不断提高，已由最初的每千瓦时0.1分提高至1.9分。为了解决补贴资金缺口不断扩大的矛盾，除了前述提高可再生能源电价附加外，国家采取了绿色电力证书、可再生能源电力消纳保障机制等措施，但利用燃煤机组标杆上网电价中的脱硫、脱硝、除尘等环保电价空间难以操作。
主要原因是，国家对燃煤机组上网电量实行政府定价时，脱硫、脱硝、除尘等环保电价是用于弥补燃煤电厂投资建设和运行维护环保设施的成本，是燃煤机组标杆上网电价的组成部分。考虑脱硫电价执行时间，国家原本计划适当降低环保电价，但是2016年第四季度以来电煤价格大幅上涨且持续高位运行，煤电行业普遍经营困难，按照目前的电煤价格测算需要较大幅度提高燃煤机组标杆上网电价。考虑经济下行压力，燃煤机组标杆上网电价没有相应提高，拟降低的环保电价远不能弥补上网电价需提高幅度。
同时，随着电力市场化改革推进，大部分燃煤机组上网电量都通过与电力用户直接交易形成价格，原来单独核算的环保电价也遵循外部成本内部化的原则，由发电企业与电力用户协商交易电价时一并考虑，国家不再通过电网公司向电力用户筹集资金弥补燃煤电厂环保成本，这部分资金空间自然也就无法利用了。下一步，我们将配合财政部积极采取开源节流的措施，筹集可再生能源补贴资金，尽快缓解补贴资金缺口不断扩大的矛盾。感谢您对发展改革工作的关心和支持。欢迎登陆我委门户网站(www.ndrc.gov.cn)，了解国家经济和社会发展政策、经济建设和社会发展情况、经济体制改革方面的重要信息。
国家发展改革委
2019年9月13日
