按照《国家能源局关于印发2014年下半年重点专项监管工作计划的通知》（国能监管〔2014〕346号）要求，2014年9月至11月，国家能源局组织开展了分布式发电（主要是光伏）并网收购及补贴落实情况驻点河北专项监管工作。根据监管情况，形成本报告。

总体上看，河北省分布式光伏发电并网收购及补贴落实执行情况较好，光伏产业发展态势良好。河北省出台了《河北省政府办公厅关于做好与省政府公布取消下放行政审批项目等事项衔接落实工作的通知》（冀政办〔2013〕17号）和《河北省关于支持光伏产业发展的若干意见》（冀政〔2013〕83号），取消了10千伏及以下、单点接入6兆瓦及以下的分布式光伏发电项目行政审批，其他分布式光伏发电项目审批权下放到各设区市和定州、辛集市，并制定了一系列支持政策。河北省发展改革委（能源局）等部门也出台了一系列支持光伏产业发展的政策，积极鼓励分布式光伏发电项目建设。同时，河北省制定了《分布式光伏应用重点示范村实施方案》和《百村（万户）光伏惠农示范工程实施意见》，目前已选择2个村总规模1兆瓦进行试点，预计年底前全部并网投产，2015年将在具备条件的地区逐步推广。河北省2家省级电网公司（河北省电力公司、冀北电力有限公司）认真落实国家和地方关于光伏产业发展的有关政策、规章和制度，印制《分布式电源并网服务宣传手册》，宣传并网流程和主要要求，基本消除了并网技术障碍，电量收购、电费结算、补贴落实比较及时。有关企业和自然人自觉执行并网接入和电价、电费、补贴等政策，投资分布式光伏发电项目的积极性日益提高。截至2014年9月底，河北省已并网分布式发电项目155户、装机容量8.14万千瓦，在建分布式发电项目104户，装机容量21.95万千瓦（详见附表）。

河北省在分布式发电政策执行中还存在规划指标落实慢、并网管理不规范、财税政策执行不到位等实际问题，一定程度上挫伤了市场有关各方参与分布式发电的积极性，影响了分布式发电相关政策的贯彻落实。

（一）分布式发电规划指标落实缓慢

2014年2月，国家能源局下达的河北省分布式光伏发电建设规模为60万千瓦。河北省发展改革委于2014年9月以冀发改能源〔2014〕1258号向各地市下达了年度建设计划，共安排分布式光伏发电项目39个，总装机容量70.64万千瓦。其中，地方企业获得项目30个，容量55.24万千瓦，占比78.20%；中央企业获得项目9个，容量15.40万千瓦，占比21.80%。截至2014年9月底，在建项目14个，装机容量24.86万千瓦，占比35.19%，其余项目仍处于并网咨询和接入系统方案编制阶段。总体来说，河北省下达分布式光伏建设计划的时间较晚，分布式发电规划指标落实进展较慢。检查中还发现，廊坊等4个地市备案程序及规定仍不够完善，导致部分光伏发电企业备案受阻，项目备案管理工作亟待规范。此外，由于分布式光伏发电项目报装免费，部分投资者报装后项目建设严重滞后，甚至不再建设，但投资者并未及时撤销报装申请，不仅浪费了电网企业的人力物力，挤占了变电容量，也影响了分布式光伏规划指标的落实。如保定市，截至2014年8月底，报装的56户分布式光伏项目中，就有24户尚未报验，占比达43%。

（二）并网接入管理工作不规范

《分布式发电管理暂行办法》（发改能源〔2013〕1381号）第十七条规定，“电网企业应制定分布式发电并网工作流程，以城市或县为单位设立并公布接受分布式发电投资人申报的地点及联系方式，提高服务效率，保证无障碍接入”。河北省2家省级电网企业按照国家发展改革委以及国家电网公司相关规定和要求制定了并网接入管理实施细则，但个别供电企业还存在业务表单填写不够及时、并网档案管理工作不够规范等问题。如石家庄市新华区北新街174号4千瓦分布式光伏发电项目接网资料，存在项目验收后没有明确验收意见、验收人员未签名、验收时间不符合实际等问题。此外，部分地方政府和投资者反映，目前分布式光伏发电接网还存在报装申请环节较多、时间较长，并网接入意见设计不够科学，接入成本较高等问题。如河北省已经取消10千伏及以下、单点接入6兆瓦及以下的分布式光伏发电项目行政审批，不再出具备案证明。但部分供电企业认为，对10千伏及以下、单点接入6兆瓦及以下的分布式光伏发电项目仍需要能源主管部门部门出具备案证明，造成很多企业投资建设的分布式光伏项目无法顺利办理接网手续。

（三）财税政策执行仍存在一定问题

按照《国家税务总局关于国家电网公司购买分布式光伏发电项目电力产品发票开具等有关问题的公告》（2014年第32号公告）第一条的规定，“国家电网公司所属企业从分布式光伏发电项目发电户处购买电力产品，可由国家电网公司所属企业开具普通发票”。 但电网企业反映，财政及税务管理部门尚未明确对代开普通发票用户执行的补助标准，同时基层税务机关尚未收到国家税务总局下发的关于电网企业可代开发票的文件，因此河北省2家省级电网公司及下属供电企业暂无法执行为自然人光伏发电项目代开普通发票的规定。而且，对自然人分布式光伏发电项目的电量补贴，电网企业按扣除17%增值税后的标准（0.359元/千瓦时）进行结算，上网电量按扣除17%的增值税的上网电价（0.351元/千瓦时）进行结算。投资者反映，电网企业按照17%的增值税进行扣税，导致项目收益有所下降。

（一）电网企业要严格接网工作规范，不断提高服务水平；分布式发电企业（含自然人项目）要确保项目安全经济运行，不断提高运行管理水平

一是进一步优化接网流程。河北省各级电网企业要继续完善分布式发电项目的接网和并网运行服务工作流程，简化并网审核的前置条件，及时做好并网前期工作，代为备案并定期汇总项目信息报送市发展改革委。尽量缩减对分布式发电并网运行和电网安全没有影响的申请材料，加快接网办理工作。二是严格落实接网工作规范。各级电网企业尤其是基层供电企业要严格按规定时限、规定程序、规定内容开展接网工作，确保措施落实到位，为分布式发电项目接网创造良好条件。三是明确接网方案有效期。河北省电力公司和冀北电力有限公司要充分利用电网资源，考虑配电网架可能发生的变化，对分布式发电项目接入系统方案有效期作出明确规定，对自然人开发的分布式发电项目，其接入系统方案有效期为6个月；企业法人开发的分布式发电项目，其接入系统方案有效期为9个月，超过期限应重新办理申请接网手续。四是确保分布式发电项目安全运行。分布式发电项目投资方、场地提供方要在能源管理合同中明确界定各自的安全责任，严格按电网企业要求，做好设备运行维护工作。负责建设分布式光伏发电接网工程的单位，需取得相应资质。

（二）各地政府主管部门应因地制宜，结合实际出台促进分布式光伏发展的配套政策，明晰项目申请、建设、并网流程以及补贴、考核、监管等配套措施

一是明确流程，简化项目备案管理。地方政府能源主管部门应合理规划分布式光伏发电项目开发布局，确定建设时序，进一步细化并公布项目备案程序和要求，抓紧完善项目备案管理办法，对项目备案文件的有效期限以及撤销、变更条件和流程等做出明确规定，制定包括项目计划、申请、备案（核准）、开工建设、投产等各环节全过程的管理流程图，促进阳光备案，切实提高政府管理水平，及时为分布式发电项目办理备案手续。二是制定资质标准，加强项目指标管理。为避免出现一哄而上抢项目及市场投机行为，破坏投资开发秩序，各省级政府能源主管部门应当明确项目申请方的资质标准要求，建立负面清单，进一步明确开工时限、建设周期和处罚措施，未如期开工建设的，要及时收回项目指标。更好地发挥市场作用引导投资，尽快落实国家提出的年度指导性规划指标，在每年的一季度内将年度规划指标落实到项目。禁止地方政府在分配光伏规划指标时搭配不合理的项目或投资要求，对违法违规转让项目或股权的，依法依规实施处罚。

（三）建议中央政府有关部门进一步明确财政税收、价格补贴等方面政策、措施

一是进一步明确财税政策。建议财税部门明确分布式发电补贴不再扣税；由电网企业代开发票的，统一明确上网电量电费税率标准和电网企业进项税额抵扣标准，并进一步完善细化补贴资金拨付机制。明确自供区的分布式发电项目投资者直接向所在地（县）财政部门登记，由地（县）财政部门汇总到省级财政部门，以解决其补贴问题，确保政策“一视同仁”。二是完善价格补贴政策。建议价格主管部门合理控制、适时调整价格补贴标准，既要加大政府资金支持力度，也要培育市场意识，积极引导并规范民间资本进入分布式发电项目，形成多元发展态势。考虑将大规模分布式发电并网引起的电网投资纳入输、配电价统一考虑，为分布式发电顺利并网创造条件。

（四）国家能源局及派出机构落实“规划、政策、规则、监管”四位一体能源管理新机制，加大监管力度，确保政策落地

一是进一步健全全程闭环监管工作机制，强化事中事后监管。国家能源局派出机构要对分布式发电项目规划、计划、申请、备案（核准）、开工建设、并网投产等各环节的进展情况以及合同备案、电价执行、电费补贴结算等情况进行持续跟踪，及时发现问题和困难并提出解决措施，进一步规范市场秩序，促进规划、计划和政策的有效实施，确保分布式发电项目能够落得实、管得住。二是加强政策指导，加强项目后续评估。国家能源局有关司局和派出机构指导地方政府有关部门尽快适应职能转变、简政放权的要求，正确处理好政府和市场的关系，使市场在资源配置中起决定性作用，更好地发挥政府作用，但是要避免直接干预企业的市场行为。要加强对光伏项目（尤其是光伏示范区、示范项目）的后续评估，评价项目成效。三是加强行业自律和社会监督。监管机构要善于借助行业协会、新闻媒体和社会公众的力量，加强行业自律，强调社会监督，共同规范市场主体的行为，切实保护市场主体的合法权益。