正泰南存辉提案：直击光伏补贴、户用光伏标准、储能等新能源痛点

第十三届全国人民代表大会第一次会议即将召开。今年，全国政协委员、全国工商联副主席、正泰集团董事长南存辉的提案内容涉及时下多个热点话题，提交了《关于加快破解光伏发电补贴拖欠问题的提案》等14个提案。

新能源类（7件）

1、关于加快破解光伏发电补贴拖欠问题的提案

2、关于鼓励居民分布式光伏发展的提案

3、关于建立户用光伏标准的提案

4、关于细化光伏电站投资开发规范的提案

5、关于深化分布式发电市场化交易试点工作的提案

6、关于深化储能产业支持政策的提案

7、关于完善绿证交易和可再生能源配额制的提案

政策机制类（1件）

8、关于建立混合所有制改革法律制度的提案

金融投资类（5件）

9、关于差别化金融监管 降低实体企业融资成本的提案

10、关于允许线下民营银行开展互联网贷款业务的提案

11、关于制定《企业境外投资法》的提案

12、关于出台股权顺位质押登记政策的提案

13、关于完善股权解押及转让登记政策的提案

乡村振兴类（1件）

14、关于加强农村污水治理助力乡村振兴的提案

关于加快破解光伏发电补贴拖欠问题的提案

近几年来，我国光伏产业发展取得了举世瞩目的成就。国家能源局数据显示，到2017年底，全国光伏发电装机达到1.3亿千瓦，稳居全球第一。然而，包括光伏补贴在内的新能源补贴拖欠，近年来像滚雪球一样越滚越大，成为制约行业发展的首要问题之一。

目前可再生能源补贴目录已发至第六批，涵盖至2015年2月底前并网的电站。自2015年3月以后并网的光伏和风电等可再生能源项目还未被纳入到国家可再生能源补贴目录内。经测算，2017年新能源补贴需求月1200亿元，按照目前每千瓦时1.9分的征收标准，可再生能源附加费收入约690亿，预计缺口510亿元。加上此前累计到2016年底的可再生能源补贴缺口将近600亿，所以2017年底补贴总缺口1110亿元。在附加费不提高的情况下，即便不新增可再生能源，每年都有1110亿的缺口，20年累计缺口将达2万多亿元。

而且至今为止国家也没有出具更加有效的政策及办法来解决这个问题。同时，国家补贴目录确认周期和发放周期越来越长，申报程序繁琐。从申报到资金拨付时间跨度长达一年甚至两年以上，加重了拖欠问题。

为此，建议：

1、提高可再生能源电价附加征收标准。根据可再生能源发展规模，相应提高可再生能源电价附加征收标准。由目前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。

2、优化可再生能源补贴资金发放及报审机制。简化现行可再生能源补贴资金的申报、拨付程序，建立高效的补贴申报审批管理流程，建议改为每季度申报一次，半年审批公布一次，确保补贴资金能及时到位，促进行业良性发展。

3、加快建立可再生能源发电配额强制考核办法和绿色电力证书强制约束交易。以强制配额提高可再生能源发电的消纳水平，促进降低发电成本，弱化对补贴的依赖性。加快推进绿证强制交易工作，促进补贴压力转移及利益优化分配，避免补贴缺口越滚越大。

关于鼓励居民分布式光伏发展的提案

2017年，中国分布式光伏爆发式增长，全年新增装机19.44GW，同比增长3.7倍。其中，居民分布式装机累计装机超40万户，浙江、山东、河北等省累计安装量均已超过10万户。

近年来，我国相继出台了美丽乡村、精准扶贫、乡村振兴等一系列促进农村发展的政策。居民分布式光伏不仅有利于推广清洁能源，也有利于促进农户和村集体增加收入，助推脱贫攻坚和美丽乡村建设。例如，浙江省一些地方政府与光伏企业共同探索出了 “光伏强村、光伏富民、光伏扶贫”等模式，并将户用光伏纳入十大民生实事工程，既保护环境又造福农民。

但是，户用光伏的发展仍面临困难重重。除浙江外，绝大部分地方没有地方补贴支持，居民收益难以确保，导致户用光伏推广缓慢。部分地区电费补贴发放不及时、时常拖延，发放周期甚至长达6个月以上。居民电站并网接入时间长，从申请到完成并网需2个月左右。光伏贷金融产品不健全，银行光伏贷业务成本高、标准高、额度低、效率低。

此外，国家逐年下调了光伏发电补贴标准，一些地方补贴也逐渐消失取消，补贴下降速度已远超预期，加剧了企业经营压力。

为此，建议

1、国家实行差异化光伏补贴政策。针对户用光伏与地面电站实行不同的补贴标准，建议户用光伏完全参照扶贫的补贴标准执行。

2、地方政府出台地方补贴支持。参照浙江运作模式，地方政府可根据地方资源状况出台地方补贴政策。

3、鼓励金融机构积极支持户用光伏。银行加大光伏贷力度，并降低利率水平，提高项目服务效率。

关于建立户用光伏标准的提案

2017年，我国分布式光伏新增装机1944万千瓦，同比增长3.7倍，分布式光伏发电呈现爆发式增长。其中，户用光伏并网超过40万户，增速达250%，装机量超过2GW，占分布式比重超11%。

因我国户用市场刚起步，有光伏行业品牌企业进入，也有许多专业实力弱的企业进入，出现了信用资质、产品品质、售后服务等方面参差不齐，部分经销商、代理商、集成安装商以次充好，安装操作不规范，利用居民对户用光伏安装和售后服务缺乏了解，用低价吸引居民，电站质量难以保障，安全隐患堪忧。

为此，建议：

1、国家能源局授权或组织成立户用光伏专业标准化技术委员会，研究制定出台户用光伏系统及设备规范、标准及体系，规范光伏产品的市场准入；

2、规范市场主体行为，明确对经销商、代理商、集成安装商的专业性要求和售后与运维责任，杜绝虚假宣传，避免因非专业性安装而导致的电站质量安全隐患；

3、明确和建立相关监管主体和职能，促进市场的安全健康发展。

关于细化光伏电站投资开发规范的提案

近年来，倒卖“路条”行为给光伏市场良性竞争造成冲击。为此，国家能源局于2014年先后出台了《关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知》（“445号文”）、《关于开展新建电源项目投资开发秩序专项监管工作的通知》（“450号文”）以及《关于规范光伏电站投资开发秩序的通知》（“477号文”），打击光伏电站投机行为。

477号文强调，申请光伏电站项目备案的企业应以自己为主（作为控股方）投资开发为目的，按照规划和年度计划及时开展项目建设。对于不以自己为主进行投资开发、而是以倒卖项目备案文件或非法转让牟取不当利益为目的的企业，各级能源主管部门应规定其在一定期限内不能作为投资主体开发光伏电站项目。出于正当理由进行项目合作开发和转让项目资产，不能将政府备案文件及相关权益有偿转让。已办理备案手续的项目的投资主体在项目投产之前，未经备案机关同意，不得擅自将项目转让给其他投资主体。

但是，477号文中对于违规进行项目转让以及擅自变更项目投资主体的认定标准规定不甚明确。目前，各地能源主管部门对于光伏电站项目在投产前进行项目转让或变更项目投资主体事宜普遍持否定态度，即已经备案的光伏电站项目在投产前原则上不得进行项目转让或变更项目投资主体。并且，相关主管部门对于项目转让或项目投资主体变更的理解不仅包括项目建设主体的变更，也包括已备案的项目建设主体的股权结构发生变动（包括股权转让、其他投资方增资入股等情形）。这对打击光伏电站投机行为起到了很大作用，但对正常的光伏电站收购交易也产生较大的影响。例如，一些中小型企业或贫困地区的企业，在获得光伏项目的审批或备案手续后，因缺乏足够的资金或技术，需引入实力雄厚的第三方共同合作开发项目。但由于相关政策的不明确和实践中否定性的窗口指导意见，使交易结构复杂、成本高，也增加了合格投资者、优秀合作方的商业风险。甚至导致一些项目因后续资金与技术的投入乏力，未能如期投入运营，资源浪费严重。

为此，建议：

在打击“路条”投机行为的同时，细化投机行为的认定标准，明确准入标准或制订“负面清单”，区分、鼓励光伏市场的正常交易，促进光伏业持续健康发展。

关于深化分布式发电市场化交易试点工作的提案

近年来，我国分布式光伏电站新增装机容量不断攀升，2017年装机容量高达19.4GW，同比增长3.7倍，占全年光伏总装机容量的36%，分布式光伏已成为国内光伏应用的主流方向。但发展过程中出现的投资方电费收取缺乏保障、电价补贴缺口增大造成发放时间延长、相关屋顶资源与电力用户资源严重不匹配等问题，既对国家财政造成一定压力，也对项目持续运营及行业后续发展前景造成较大影响，严重影响广大投资者信心，亟待得到解决，这不仅需要技术应用创新，更需要相应的政策支持和商业模式创新。

国家发改委能源局在2017年底相继发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源〔2017〕1901号）、《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》（发改办能源〔2017〕2150号）（以下简称《通知》）。根据通知规定，企业可以通过直接交易、委托电网企业代售电、电网企业按标杆上网电价收购等三种模式实现市场化交易。同时通过适当降低纳入试点项目的度电补贴标准，倒逼投资方降低系统成本，推动早日实现用电侧平价上网，为最终完全取消财政补贴奠定基础。“隔墙售电”模式一旦全面落实到位，将对分布式光伏持续健康发展提供强大保障。

但是，《通知》对分布式交易试点工作开展过程中政府部门的分工以及监督考核机制还未作出细致规定，导致地方试点项目申报时，发改委电力主管部门和新能源主管部门交叉管理，缺乏明确牵头及配合单位，不利于开展试点项目等；申报材料中要求电网企业出具试点申报相关支持性意见，包括电力消纳能力承诺函等，间接对试点工作的开展可能承担相应的责任，使得电网企业对试点项目申报缺乏积极性。

为此，建议：

1、明确试点工作的支持责任部门和配合部门，制定相应的监督考核机制，督促相关部门全面重视分布式发电市场化交易工作的开展与落实工作，为后续全面开展打好坚实基础；

2、组织第三方评估机构根据电网公司提供和合法途径获取的数据，对分布式发电试点项目编制电力消纳能力评估报告，组织公开评审，邀请电网企业参与评审并提意见，结果进行专家论证。提高电网企业参与分布式发电市场化交易工作的积极性，降低其责任担当风险。

3、建议各省级发改能源部门根据地区实际情况，尽快组织出台分布式发电市场化交易工作开展的实施细则，加快推进此项工作全面落地。

关于深化储能产业支持政策的提案

我国政府承诺2030年左右碳排放达到峰值，煤电占比逐步下降，可再生能源将实现规模化发展，并大量接入到电网。但可再生能源发电具有的波动性、间歇性与随机性会对电网带来挑战。作为推动未来能源发展的前瞻性技术，储能产业在新能源并网、电动汽车、微电网、家庭储能系统、电网支撑服务等方面都将发挥巨大作用。

据测算，未来两三年内，我国储能设备安装量或将实现七到十倍的增长，大规模商业化发展蓄势待发。但不可否认，目前储能成本偏高，而且由于还没有形成规模效应，短时间内成本也很难降下来。国家层面也出台了相关产业发展规划和指导意见，可仍未见类似于光伏行业创新的金融模式或系统支持政策，以进一步推进储能产业的大规模应用。

截至2016年底，我国投运的储能项目累计装机规模24.3GW，同比增长4.7%。其中电化学储能项目累计装机规模达243.0MW，同比增长72%。近年，电化学储能在各类企业积极参与情况下得到快速发展，但大多为示范项目，难实现盈利。从长远来看，若无法实现盈利，将很难持续发展。

2017年12月，虽说国家能源局南方监管局下发《关于印发南方区域“两个细则”（2017版）的通知》，对容量在2MW/0.5小时及以上的提供调峰服务的储能电站，对充电电量进行500元/兆瓦时的补偿，对储能行业发展释放了利好。但整体来说，目前我国储能产业仍存在缺乏系统性支持政策、市场机制尚未建立，产业发展缺少统筹谋划及等问题。因此，请国家有关部门在储能产业系统性政策支持、市场机制建立、整体规划及推广应用等方面给予相应的政策支持。

为此，建议：

1、加大用户侧建设分布式储能系统支持。研究制定用户侧接入储能的准入政策和技术标准，规范用户侧分布式电储能系统建设运行。鼓励售电公司和居民用户配置储能，提高分布式能源本地消纳比例、参与需求响应，降低用能成本。

2、为微电网和离网地区配置储能提供政策支持及配套金融措施。鼓励通过配置多种储能提高微电网供电的可靠性和电能质量，推进储能系统解决或优化无电人口供电方式。

3、建立储能等灵活性资源市场化交易机制和价格形成机制，鼓励储能直接参与市场交易，通过市场机制实现盈利，激发市场活力。

关于完善绿证交易和可再生能源配额制的提案

近年来，我国可再生能源发展迅速，取得了举世瞩目的成绩，并积极实行能源转型及提出实现应对气候变化目标的重大战略举措。但目前我国还面临弃风弃光等阻碍可再生能源产业健康发展的重要瓶颈。2017年，我国可再生能源发电装机同比增长14％，但弃风率为12%，弃光率为6%。作为全球最大的绿色电力生产国，我国仍面临市场化程度偏低，全社会缺乏绿色电力消费的意识，绿色电力的市场交易渠道不通畅等问题。

去年国家能源局等三部门联合发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》（[2017]132号）。2017年7月1日，我国绿色电力证书正式开展认购工作，但认购交易还处于一个非常小的规模。截至3月2日，全国绿证核发总量超1760万个，仅认购2.7万个，认购量仅占核发量0.15%。目前绿证交易为自愿认购，无强制约束力，责任主体不明确。 [2017]132号文对绿证售价下限界定不明，可能存在个别企业低价倾销，扰乱市场秩序。要用国家和政策的顶层设计，采用可再生能源的强制配额，将绿色电力交易强制到电网企业、发电企业、售电企业，作为地方政府的考核指标，才能够实现到2020年我国非化石能源消费占一次能源消费比重达15%左右。

国家多部委在相关文件中表示，根据市场认购情况，自2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易。2017年11月，发改委、能源局正式印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，特别提到“《可再生能源电力配额及考核办法》另行发布”

为此，建议：

1、完善绿色电力证书交易体系，设置强制购买主体清单和自愿购买清单，由发改委能源局设置购买主体类型清单。对绿证设定有效期、最低价和最高限价。建立和完善绿证体系配套的监管和处罚机制。

2、尽快施行可再生能源强制配额。修订《可再生能源法》，明确可再生能源在我国能源体系中的优先地位，并规定可再生能源发展的具体指标（数量或比例）。建立差异化指标分解机制，充分考虑各省市区历史可再生能源电力消费情况、资源、电力需求等因素，使可再生能源电力在全国范围内合理分配。明确强制配额的主体责任单位，根据实际情况确定不同的强制认购主体，同时纳入地方政府考核指标。

关于建立混合所有制改革法律制度的提案

混合所有制改革是国企改革的重要突破口。十九大报告强调，“深化国有企业改革，发展混合所有制经济，培育具有全球竞争力的世界一流企业”，为我国国有企业改革进一步指明了方向和路径。2017年以来，国企混合所有制改革取得突破性进展。我国已推出三批50家混改试点，主要集中在石油、天然气、电力、电信、交通、民航和军工等重点领域。总体来看，重点突破、分层分类的国企混改格局已形成，混改正在向纵深化推进。

国有企业混合所有制改革是一项重大的产权制度改革。一方面要防止国有资产的流失，保证国有资产保值增值；另一方面也要保障非国有资本投入者的权益。当前国企混改仍然面临着一系列深层次的矛盾和问题：一是清产核资与资产确权问题，国企混改前必须做好清产核资工作，避免国有资产流失；二是国资管理体制滞后，现有法律法规限制了企业独立市场主体地位的确立；三是中小股东权益保障，混改后企业股权多元化，不同的决策机制之间存在重大的差异。如何更好地保护中小股东的合法权益，才能消除各类所有制资本参与混改的顾虑。

为此，建议：

1、加强顶层设计，以“管资本为主”作为方向，建立针对混合所有制经济发展出台专项法律法规，并加快相关行政法规制度的实施。建立完善的产权交易制度和平台，完善市场决定价格机制，让市场决定产权交易价格。

2、建立保护中小股东权益保护的法律体系，如强制性分红、强制性累积投票、分类计票、集体诉讼、内幕交易处罚法等。进一步完善国有股减持立法，规范国有股减持的方式、程序与要求。

3、按照“不因改制增加企业税收负担”的原则，完善国有企业改制重组税费等各项政策，避免对同一实际控制人所属的子企业重组征收高额税费。

关于差别化金融监管 降低实体企业融资成本的提案

随着近期金融监管政策频出，我国银行间货币市场利率大幅波动且不断抬升。2018年1月份某机构测算国内企业融资成本平均已达到7.8%，且利率水平还在走高。目前央行虽没有提升基准贷款利率水平，但随着持续去杠杆、堵通道、控规模等政策落实到位，市场资金面趋紧，将逐步推高企业的融资成本。据统计，2018年1月份AA+民营制造型企业270天超短期融资券年化利率为6.8%，去年同期仅为3.5%，涨幅近一倍。

从历史来看，货币市场利率向债券市场传导总体比较通畅，两者走势整体比较一致。随着利率市场化的发展，近年来长短期利率之间相关性越来越高。2018年以来国有银行的流动资金贷款年利率均为4.8%以上，中长期项目贷款年利率均为5.9%以上，上下游供应链融资年利率均为8%以上。

由于高利率且不能保障信贷规模，迫使企业去寻求其他更高成本的融资。目前，非正式市场年利率达10%以上，在一些经济发展水平较低的地区，借贷市场年利率高达20%—30%，甚至更高。借贷利率上浮，融资成本增加，再加上原材料价格上升，人工成本增加等多重因素叠加，使得实体企业经营成本上升，利润下滑，不利于实体经济可持续增长。

为此，建议：

1、金融去杠杆要避免“一刀切”，要有保有压，区别对待。比如僵尸企业和产能过剩行业一定要去杠杆，而创新创业型的企业则要在融资上给予倾斜，降低融资成本。

2、通过精准税收减免、补贴，对实体企业给予专项贷款利息补贴或退税优惠，减缓由欧美等国家降税带来的市场冲击。

关于允许线下民营银行开展互联网贷款业务的提案

自2014年3月银监会正式启动民营银行试点工作以来，目前已有17家民营银行获批开业。民营银行聚焦普惠金融，发挥自身体制和机制优势，促进金融产品和服务创新。例如，温州民商银行通过创新对传统小微金融服务模式，小微业务余额占比超78%。但是，受到“一行一店”的设点限制，难以有效适应小微企业分散、业务金额小、信息不对称等特点，导致贷款投放过慢、营销成本过高、管理半径过大等一系列问题。

现阶段，金融与科技加速融合，赋予民营银行全新的发展机遇。其中，互联网贷款以简便、快捷、低成本、全天候的特点，高度契合社区居民、小微、三农客户的融资需求。通过互联网贷款业务，民营银行得以在自身实际与上述客户之间找到更佳契合点，缓解物理网点单一、金融服务手段有限所带来的种种不足，有效提升金融服务水平，切实推动普惠金融发展。例如，温州民商大力推行的股东供应链业务，也需要依赖互联网技术，才能从整体上提升供应链金融的运作水平。同时，传统风控体系和互联网风控体系可以相互借鉴和补充，利用两者的专业优势实现更好的耦合效应。

为此，建议：

允许线下民营银行进行互联网贷款试点，以准入清单管理模式实施监管，根据民营银行市场定位与服务对象的差异，具体规定民营银行互联网贷款业务的品种、范围与合作机构等。

关于制定《企业境外投资法》的提案

2017年我国境内投资者共对全球174个国家和地区累计实现投资1200.8亿美元。随着国家监管机构对外投资监管升级，我国民营企业境外投资从大举迈进逐渐走向理性化投资，监管思路也由严格控制的短期手段转向更加规范、更加合理的长效化机制管理。但是，随着海外投资新增量、新问题、新挑战等不断出现，单纯依靠监管手段远不能保证海外投资安全、有序推进。

首先，我国目前仍然缺乏一部纲领性的、权威性的境外投资法案，以便能够从整体上协调中国整体对外投资政策体系。发改委令2017年第11号《企业境外投资管理办法》和商务部令2014年第3号《境外投资管理办法》均是以国务院部门政策的形式出现，是一种行政管理政策，缺乏相关的法律依据。

其次，我国海外投资保险机制尚不完备，我国企业境外投资风险难以得到全面保障。目前，我国尚未制订专门的境外投资保险法，境外投资保险体系主要由我国缔结和加入的双边投资条约和多边投资担保机构(MIGA)以及我国目前唯一可以对海外投资承保政治风险的机构——中国出口信用保险公司(中信保)构成。

这一体系存在几个关键问题：第一，我国双边投资条约的数量和质量跟不上需求，一些双边投资协定中仅是原则性的规范内容，很难顺利保障企业的投资权益。双边投资条约的内容仍需进一步细化和完善。第二，我国企业的投保条件难以满足MIGA的要求，另外MIGA对外投资担保主要是以成员国所持的股份多少作为参考依据，我国在MIGA中的认股比例只有3.138％，因此可获得MIGA提供给境外投资担保的机会并不多；第三，中信保海外投资险种单一，我国保海外投资保险的范围基本都覆盖传统的政治风险，如国有化或征收险、外汇险和战争险等，但面临如今多样化复杂化的新型政治风险，其保险的险种未能与时俱进并及时增加新的品种。中国企业“走出去”亟需出台更强有力的法律保障。

为此，建议：

制定企业境外投资法。尽快制定能够总体上指导对外直接投资的《企业境外投资法》，使我国的对外直接投资政策具有坚实的法律基础；内容包括但不限于，明确以国家为主导，与更多的国家签订双边或多边投资保护协定；鼓励国内企业对国际投资保险机构和保险规范的认知，用好用足国际投资保险额度；强化并规范公共保险机构政策性功能，鼓励中信保公司强化我国海外投资保险业务，设立多样化、针对性强的险种，实现与海外投资需求相匹配的保险范围；鼓励更多中介机构为国内企业提供海外投资风险评估服务。达到企业境外投资行为有法可依，保证相关法律法规的统一性、协调性和权威性，从而保证中国“走出去”战略健康发展。

关于出台股权顺位质押登记政策的提案

顺位抵押贷款是指将已做抵押获得贷款后的抵押物，其市场价值大于所抵押债务的余额部分再次抵押贷款，俗称“二次抵押”。这种抵押方式在房地产抵押中比较常见，既有利于增加抵押人的资金流，优化其资源配置，又可以有效盘活社会的存量资产，活跃市场资金流动性。

在公司运营中，向银行等金融机构贷款时，通常要求将公司全部股权进行质押，甚至该股权价值已经远远超过贷款金额。除向银行等金融机构融资外，公司常常引入战略投资者、财务投资人、业务合作伙伴等，也需要用公司股权进行质押担保。然而，当前我国《公司法》及相关法规对内资公司股权顺位质押未作出明确的规定，按照目前全国各地工商、市场监督管理部门通行的做法，基本不允许进行股权的顺位质押。受制于相关法律法规的不明确和实践操作，公司股权不能顺位质押，不利于拓展融资渠道，发挥金融对实体经济的支撑作用，也无法保障其后续投资人、业务合作伙伴等的利益，制约了公司的长远发展。

但是，关于外商投资企业的股权二次质押问题并非如此，国家工商行政管理总局、商务部、海关总署、国家外汇管理局早在2006年4月发布的《关于外商投资的公司审批登记管理法律适用若干问题的执行意见》第二十条规定：“外商投资的公司的股东办理股权质押备案，……在质押期间，未经质权人同意，出质股东不得转让或再质押已经出质的股权，也不得减少相应的出资额。”外资股权可以在质权人同意的情况下做“二次质押”（顺位质押），此种内外资差别政策亟需规范统一。

2017年10月25日，中国人民银行修订发布的《应收账款质押办法》第六条规定：在同一应收账款上设立多个权利的，质权人按照登记的先后顺序行使质权。这无疑给股权顺位质押提供了一个很好的借鉴。

为此，建议：

国家主管部门尽快就股权顺位质押出台具体规定，以优化公司融资渠道，支持企业发展壮大。

关于完善股权解押及转让登记政策的提案

我国现行《工商行政管理机关股权出质登记办法》对股权出质设立登记、变更登记和注销登记（简称“股权解押”）作了明确规定。《中华人民共和国公司登记管理条例》就股权转让也做了明确规定。但对于合并同步办理“股权解押”与“股权转让”却没有相关政策予以明确。

在具体实践中，若债权人（或投资人）与公司、质押权人就股权解押及股权转让达成共识需办理登记手续时，必须要分两个步骤办理：先办理股权解押，再办理股权转让股东变更登记。但因上述两个步骤存在办理时差，极易导致股权解押办结后原股东不按约进行股权转让或股权突然被第三方采取保全措施。当前股权解押与股权转让必须先后分离办理的模式，使得在制度上无法充分保障债权人（或投资人）的利益，增加股权转让交易的复杂性和不确定性。

为此，建议：

国家主管部门就“股权解押”及“股权转让”登记手续的合并办理出台规定，以提高效率，降低交易风险。

关于加强农村污水治理助力乡村振兴的提案

我国明确将污染防治作为决胜全面建成小康社会三大攻坚战之一，将加快推进生态文明建设作为推动高质量发展八项重点工作之一。党的十九大提出实施乡村振兴战略，中共中央办公厅、国务院办公厅印发了《农村人居环境整治三年行动方案》，以污水治理、农村垃圾和村容村貌提升为主攻方向。

近年来，随着美丽乡村建设深入推进，农村基础设施、环境卫生和村容村貌明显改善。但因受资金、技术及农村居住条件、地形地势等因素影响，农村污水治理工作有待进一步加强。据统计，当前我国农村水污染物排放量占全国水污染物排放量超过50%，但农村污水处理率仅22%，大量污水未经处理便直接排放，严重污染了生态环境，直接威胁广大农民群众的身体健康以及农村的可持续发展。

造成贫困村污水处理率低的原因，主要有以下几个方面：农村污水处理的费用主要靠地方各级政府投入或者农村自筹，贫困地区资金缺口较大且持续性差；农村生活污水治理涉及建设、环保、农林、公用事业等多个部门，由于管理权限交叉，职责不明，存在一定的监管盲区，导致污水处理设施运行效率低下甚至闲置；目前农村污水以集中治理为主，该模式需配套污水收集管网，投资大、成本高、性价比不强，无法满足贫困村污水处理的现实需求。

为此，建议：

1、完善财政补贴投入机制，设立长效管理专项资金，采取“以奖代补”的办法，对农村生活污水处理设施建设和运维给予资金支持。通过BOT、PPP等模式引导各类社会资本广泛参与，统筹整合利用好各类资金，鼓励多渠道筹资。

2、大力推广分散式、低成本、易维护的农村污水治理技术，将污水处理与精准扶贫、美丽乡村建设结合起来，探索一种可持续的循环经济模式。例如，介质复合型人工湿地（PKA湿地）技术具有高效节能、低碳环保、成本低、运营维护简单且能美化环境等优点，可广泛用于农村生活污水处理。

3、建立管护长效机制，可采用市场化运作，鼓励企业投资，引入第三方运行管理模式。地方政府加强监督，强化设施工程技术指导和质量监督。