記者：早在2007年，我國頒布的《節能發電調度辦法（試行）》就曾規定“優先調度可再生發電資源”，而2013年出臺的《分布式發電管理暫行辦法》更是明確“電網企業應保證分布式發電多余電量的優先上網和全額收購”。此后，《光伏發電運營監管暫行辦法》提出“電力調度機構除因不可抗力或 者有危及電網安全穩定的情形外，不得限制光伏發電出力”，但為何截至目前，棄光棄風等現象仍大量存在？
　　
　　李河君：這是由于新能源是替代能源的戰略定位還不夠清晰明確。太陽能發電等新能源不應是用來彌補電力缺口的補充能源，而應是燃煤火電的替代能源。
　　
　　只有電力市場化，才能從根本上解決新能源、可再生能源替代煤炭發電的體制性障礙。建議在國家對電網企業單獨定價、嚴格監管的基礎上，放開發電和用電價格，實行由發電方和電力用戶通過市場交易形成電力價格的市場機制。
　　
　　我們應盡快取消行政安排的發電量計劃指標體系，落實《可再生能源法》，確定“非化石能源無條件優先替代化石能源”的法律原則和國家戰略。在全國范圍推廣2007年國務院批準試點的《節能發電調度辦法》，實現“任一時刻發電所用的化石燃料消耗少”。
　　
　　對調峰備用的火電機組給予“容量費用”。對于因節能調度辦法導致發電量收入不足以支撐正常經營的燃煤火電機組，如果是電力系統調峰，備用所需的容量范圍，則由國家給予“容量費用”；其余火電機組國家不負責，均由企業按經濟原則處理虧損問題。主要原則：不能因為火電企業經濟效益問題而多燒煤。
　　
　　記者：國家能源局明確2014年我國光伏項目建設規模為14GW，分布式占60%，主要向東部有補貼和電價較高地區傾斜。但就目前情況來看，被定義為我國未來光伏電站主要發展方向的分布式光伏應用推廣卻并不順利，您認為這是什么原因造成的？
　　
　　李河君：我們必須高度重視和著力解決目前分布式電站建設過程中面臨的幾個突出問題。
　　
　　，由于分布式電站核心部件僅安裝在廠房屋頂，是否正常運營對用能單位的正常生產經營不構成直接影響，從而導致用能單位違約成本較低，項目違約風險較高；第二，“優先自發自用、余量上網”政策增加了項目復雜程度與結算風險。目前實施的“優先自發自用、余量上網”政策在某種程度上導致項目結算涉及多個不同的相關利益主體；第三，現行度電補貼水平影響了分布式電站大規模發展；第四，并網難仍是制約光伏電站建設的瓶頸問題；第五，中央與地方相關政策存在不配套問題。
　　
　　我們應盡快理順實施細則，減少項目立項報批程序，簡化各環節手續，使項目從立項、建設、竣工驗收、并網、結算等手續簡便易行，使產業扶持政策能夠盡快起到實效，使度電收益足以覆蓋投資企業融資貸款所需的本息和行業投資利潤要求；扶持電網公司技術改造，借鑒歐美電網統一結算方式，從根本上解決光伏電站上網難、結算難問題；如德國分布式光伏“強制統一上網、統一以固定電價與電網結算、政策性金融機構主導”的成功經驗，使其客觀上成為項目融資的擔保，為分布式光伏電站融資創造條件。
　　
　　與此同時，應該把區別對待、“有保有壓”、“有扶有控”的金融政策落到實處。建議銀監會要求銀行等金融機構積極支持代表先進生產力、技術含量高、擁有自主知識產權的薄膜光伏企業的合理信貸需求，在信貸資金的具體發放層面上真正“落地”，從而落實央行信貸政策對整個光伏行業的導向作用，鼓勵轉型升級和自主創新，保持我國在薄膜太陽能領域的領先地位。
　　
　　此外，要放寬對光伏電站建設土地權屬的限制性要求。鑒于光伏電站建設不同于一般建筑物、構筑物，對于土地租賃達到一定年限、合作模式穩健的項目，應允許金融機構審核放貸，以滿足先進薄膜光伏企業的項目融資需 求。