中國儲能網(wǎng)訊：最近有媒體稱，2016年中國光伏和風電電價調(diào)整方案已經(jīng)獲得國家發(fā)改委價格司和國家能源局審核，或?qū)⒂诓痪煤笳綄ν夤?。根?jù)媒體公布的信息來看，三類資源區(qū)的上網(wǎng)電價調(diào)整后分別為0.8、0.88、0.98元/千瓦時，下調(diào)幅度高于此前第一輪討論稿中所擬定的價格。
今年10月份國家發(fā)改委下發(fā)了《關(guān)于完善陸上風電、光伏發(fā)電上網(wǎng)標桿電價政策的通知》（討論稿），其中規(guī)定，光伏方面一類和二類資源區(qū)2016年的電價分別是0.9和0.95元/千瓦時，并在之后四年逐年降三分錢，三類資源區(qū)2016年的電價為0.98元/千瓦時，之后四年逐年降2分錢；而根據(jù)媒體透露的信息來看，正式調(diào)整方案中的下調(diào)幅度，遠大于此前的征求意見文件，并且只給出了2016年的電價。光伏并網(wǎng)電價的下調(diào)雖然激起業(yè)內(nèi)一片浪花，但深究中國光伏上網(wǎng)電價規(guī)制，其實里面的門道還真的不小。
一、我國光伏發(fā)電價格規(guī)制的發(fā)展
1.1、我國電力行業(yè)價格規(guī)制改革及規(guī)制機構(gòu)
2002年國務院以國發(fā)5號文的形式啟動了新一輪電力體制改革，成立了兩大電網(wǎng)公司，五大發(fā)電公司，此輪改革的一個顯著標志就是“廠網(wǎng)分開、競價上網(wǎng)”，，電價改革成為本輪改革的焦點之一。此后，我國于2004年先后出臺了上網(wǎng)電價、輸配電價、銷售電價三個管理暫行辦法。同時在東北、華東等地區(qū)開展了發(fā)電環(huán)節(jié)競價上網(wǎng)的市場化改革，相繼出臺了差別電價、峰谷電價、脫硫電價、脫硝電價等節(jié)能環(huán)保電價政策，實施了可再生能源發(fā)電全額收購及建立分區(qū)標桿電價等一系列優(yōu)惠政策。
從監(jiān)管體制來說，我國電力行政管理和市場監(jiān)管長期處于多頭管理的狀況。2002年，伴隨著電力體制改革，國家電力監(jiān)管委員會應運而生，2003年，國家發(fā)展計劃委員會更名為國家發(fā)展和改革委員會，國家經(jīng)貿(mào)委撤銷，國家經(jīng)貿(mào)委的電力管理職能分別劃入國家發(fā)改委和國家電監(jiān)會，但電價制定權(quán)仍屬于國家發(fā)改委。2013年新的國務院機構(gòu)改革后，撤銷國家電監(jiān)會和原國家能源局，進行職能整合組建新的國家能源局，成為受國家發(fā)改委管理的國家局。新成立的國家能源局作為事實上的行業(yè)行政管理部門和市場監(jiān)管機構(gòu)，也只負責提出有關(guān)電價調(diào)整的建議，而對電力行業(yè)的主要的發(fā)、輸、配、售電價格沒有決定權(quán)。電力管理職能和電價規(guī)制及日常監(jiān)管分散在國家發(fā)改委、國家能源局、財政部、國資委、環(huán)境保護部等多個部門，而各個部門多是從部門的自身利益出發(fā)進行管理，部門之間缺少協(xié)調(diào)性?？傊?，從公共管理的角度來看，目前我國的電力定價體制和監(jiān)管體制還很大的改進空間，需要在改革過程中不斷的調(diào)整和完善，從而徹底解決規(guī)制難題，消除“九龍治水”的局面。
1.2、我國光伏發(fā)電定價規(guī)制歷程
電價制度是從電力成本回收角度采取的不同電價計費形式和方法。發(fā)電側(cè)定價機制就是定價方式方法的制度化。上網(wǎng)電價通俗地講就是獨立發(fā)電企業(yè)向購電商（電網(wǎng)企業(yè)）提供上網(wǎng)電量時進行結(jié)算時的價格。價格機制也就是市場價格的形成和運行機制，價格機制包括價格的形成機制（即定價機制）和調(diào)節(jié)機制。我國發(fā)電側(cè)電力市場的定價方式主要有以下三種，分別是：政府定價、協(xié)議定價和競價上網(wǎng)。
（1）政府定價
政府定價是指由政府價格主管部門（國家發(fā)改委），按照電力價格制定的權(quán)限和范圍所擬定的價格，也稱做國家定價。
在市場經(jīng)濟條件下，普通商品的價格完全交由市場決定，政府定價只存在于國計民生的重要物資、產(chǎn)品及其他法律明確規(guī)定的特殊商品之中，例如石油、電力等能源產(chǎn)品。
目前在發(fā)電側(cè)上網(wǎng)電價中，以火電為例，政府定價主要實行分省標桿電價制度，企業(yè)發(fā)電量越多，收益越好。這種固定電價造成的結(jié)果是不利于發(fā)電資源的優(yōu)化配置，電源投資者往往對主力發(fā)電機組為主的電源感興趣，卻對調(diào)峰機組電廠沒有投資熱情，不利于電網(wǎng)的最優(yōu)化經(jīng)濟調(diào)度。在當今電源投資主體多元化的背景下，由于電網(wǎng)企業(yè)的獨買獨賣、強勢壟斷，政府有關(guān)部門監(jiān)管職能分散或單一，行業(yè)各主體間存在著嚴重的信息不對稱，導致政府標桿電價方式已與現(xiàn)實情況不相適應了。
（2）協(xié)議定價（大用戶直購電）
原國家電監(jiān)會大力推進的大用戶直購電工作就屬于協(xié)議定價。大用戶直購電，是指發(fā)電廠和電力大用戶之間自主協(xié)商確定購電量和購電價格，然后委托電網(wǎng)將協(xié)議電量由發(fā)電廠直接輸送到電力大用戶，并向電網(wǎng)支付相應的輸電費用服務的直接交易形式。電網(wǎng)企業(yè)在此過程中類似于高速路，只收取過路費。大用戶直購電形式，可以在直接降低電力用戶的電力成本，同時，發(fā)電企業(yè)也增加了機組發(fā)電小時數(shù)，提高了發(fā)電量。
通過研究，有學者指出實行大用戶直接供電有利于推進發(fā)電側(cè)的改革，進而打破電網(wǎng)企業(yè)的壟斷并開拓電力市場，是電力市場改革的重要選項。直購電工作是對現(xiàn)行電力銷售、運行機制的一種改革嘗試，我國已在吉林、廣東等地開展了有益探索，雖然交易電量有限，且受各方掣肘較大，但其已然在發(fā)電和售電側(cè)引入競爭機制，打破了電網(wǎng)公司獨家買賣電力的格局，極具標志意義；同時通過擴大試點，有利于探索建立合理的輸配電價，為未來的輸配分開改革打下基礎(chǔ)，有利于新型電力市場的建立。
（3）競價上網(wǎng)
競價上網(wǎng)方式是指在政府的監(jiān)控管理下，發(fā)電企業(yè)按照相關(guān)規(guī)則進行報價，最終通過互相競爭確定中標價。
由于競價上網(wǎng)定價方式是各種定價方式中最復雜的定價方式，其牽涉的影響因素太多，若實踐操作中一旦存在規(guī)則漏洞，就會產(chǎn)生惡性競爭。競價上網(wǎng)的目的就是要通過同類主體間的理性競爭來降低電價，提高服務質(zhì)量，節(jié)省社會成本。雖然如此，但我國目前還沒有推廣競價上網(wǎng)政策，發(fā)電側(cè)幾乎全部執(zhí)行標桿電價政策。
目前世界各國促進可再生能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展的電價（含太陽能、風能、生物質(zhì)能等）政策主要有：一是實行固定電價，采取政府補貼及優(yōu)惠政策，如電價補貼和稅收優(yōu)惠政策；二是實行可再生能源的配額制；三是綠色證書制度等。以上制度的施行在當時均促進了所在國的電源優(yōu)化和可再生能源的發(fā)展。
同時，上述制度也都為我國的可再生能源上網(wǎng)電價定價機制發(fā)展和完善提供有益的參考，經(jīng)過近些年的探索和發(fā)展，通過不斷的嘗試和調(diào)整，目前我國也逐漸形成了自己特色的定價機制。
我國可再生能源開發(fā)利用起步較晚，價格規(guī)制政策也一直在摸索中。直到2009年修訂后的《中華人民共和國可再生能源法》第十九條對于有關(guān)可再生能源價格管理做出了規(guī)定“可再生能源發(fā)電項目的上網(wǎng)電價，由國務院價格主管部門根據(jù)不同類型可再生能源發(fā)電的特點和不同地區(qū)的情況，按照有利于促進可再生能源開發(fā)利用和經(jīng)濟合理的原則確定，并根據(jù)可再生能源開發(fā)利用技術(shù)的發(fā)展適時調(diào)整。上網(wǎng)電價應當公布?！?
我國的可再生能源價格規(guī)制根據(jù)能源特點不同，走了幾乎相同的道路。如風力發(fā)電項目的上網(wǎng)電價在2009年8月1日以前，實行由國務院價格主管部門按照招標+核準的模式確定；2009年7月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于完善風力發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知》（發(fā)改價格「2009]1906號）明確分四個資源區(qū)分別制定了陸上風電標桿電價。
我國的太陽能光伏發(fā)電最初實行的也是特許權(quán)招標定價（2009年前），即由政府通過對特定的某個光伏項目進行公開招標來確定發(fā)電項目的開發(fā)者（一般是低價中標）。例如2009年在國內(nèi)第一個光伏發(fā)電特許權(quán)招標項目中，中廣核太陽能公司通過投標，成功中標甘肅敦煌光伏電站項目即屬此類。其實質(zhì)是通過在發(fā)電建設(shè)端的市場競爭來降低成本，發(fā)現(xiàn)價格，為現(xiàn)行的固定電價機制做政策儲備和前期準備。隨著技術(shù)進步、原料價格的下降（2009年左右多晶硅價格從500美元/公斤暴跌至不足100美元/公斤）及政府補貼使光伏發(fā)電初始投資成本大幅度下降，及時對原有定價機制進行調(diào)整，實行固定電價制在當時則是大勢所趨。2009年，江蘇省出臺《江蘇省光伏發(fā)電推進意見》，在國內(nèi)首次宣布對光伏發(fā)電實施固定電價政策，這對國內(nèi)光伏上網(wǎng)發(fā)電形成了重要的示范效應，引起了業(yè)內(nèi)廣泛關(guān)注。
隨著時間的推移，光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)迅速發(fā)展，為適應新形勢，國家發(fā)改委于2011年8月1日下發(fā)通知，以當年12月31日并網(wǎng)發(fā)電的時間節(jié)點為界，制定全國統(tǒng)一的太陽能光伏發(fā)電標桿上網(wǎng)電價，分別執(zhí)行1.15元/千瓦時和1.0元/千瓦時的上網(wǎng)電價。隨即山東、青海等地方也出臺了相關(guān)輔助政策。固定電價的實行大大推進了光伏產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。經(jīng)過兩年的發(fā)展，在國家政策的扶持下，由于建設(shè)成本的持續(xù)下降，技術(shù)革新快速發(fā)展，建設(shè)規(guī)模的迅速擴大，2013年8月26日，國家發(fā)改委在《國家發(fā)展改革委關(guān)于發(fā)揮價格杠桿作用促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通知》（發(fā)改價格[2013]1638號）中再次對太陽能光伏上網(wǎng)標桿電價進行了調(diào)整，即根據(jù)各地太陽能資源條件和建設(shè)成本，將全國分為三類太陽能資源區(qū)，相應制定新的光伏電站標桿上網(wǎng)電價，詳見表1。西北區(qū)域按照光照資源地區(qū)I類、II類劃分，分別執(zhí)行0.90元/千瓦時（含稅）、0.95/千瓦時（含稅）的標桿電價。通知同時明確規(guī)定光伏電站標桿上網(wǎng)電價高出當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價（含脫硫等環(huán)保電價）的部分，通過可再生能源發(fā)展基金予以補貼（即政府補貼）。
雖然目前我國太陽能發(fā)電上網(wǎng)定價政策是由國務院價格主管部門（國家發(fā)改委）按照合理成本加合理利潤的原則制定；但是公眾對于標桿電價的形成機制缺乏了解、加上現(xiàn)行的電價形成機制本身存在的不足、制定過程的封閉性、征求意見的局限性，給現(xiàn)行太陽能發(fā)電定價機制改進提出了新的要求。
1.3、我國光伏發(fā)電定價的影響因素
我國太陽能發(fā)電發(fā)展程度相對較低，開發(fā)利用時間還比較短，相應的價格仍相對較高，現(xiàn)階段對太陽能發(fā)電定價的影響因素主要有以下幾點：
（1）資源察賦條件。我國幅員遼闊，橫跨多個地理緯度，太陽能資源極不平衡，對于光伏發(fā)電而言，太陽能資源的影響極為重要，平均光照強度、光照時間以及天氣氣候都會對光伏發(fā)電產(chǎn)生影響。而這些因素最終都會反映到電價上。例如不同建設(shè)地點投入相同的成本，但產(chǎn)出卻會差距較大，規(guī)模效益差距明顯，會嚴重的影響投資有效性和收益率。
（2）光伏電廠建設(shè)成本。雖然我國多晶硅、單晶硅產(chǎn)量、光伏電池組件產(chǎn)能均居世界前列，但由于光伏發(fā)電設(shè)備的核心部件國產(chǎn)化程度還較低，關(guān)鍵技術(shù)沒有完全掌握，部分部件還要依賴進口，同時由于國產(chǎn)設(shè)備良芳不齊，設(shè)備質(zhì)量存在差異，導致的光電轉(zhuǎn)換效率衰減率、設(shè)備預期壽命等因素都會推高成本，以土地資源為例，東部地區(qū)土地成本高，西部荒漠、戈壁地區(qū)的土地成本就低。設(shè)備組件成本、土地資源成本、配套電力輸送工程等建設(shè)成本的高低都會嚴重影響固定電價制度下的利潤空間。
（3）政策扶持。作為綠色新能源，光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展之處，由于其發(fā)電成本遠超過常規(guī)能源發(fā)電，完全市場化運作不現(xiàn)實，為促進產(chǎn)業(yè)發(fā)展壯大，國家在稅收、貸款等方面都會給與極大的補貼扶持力度。政府補貼的額度、補貼時限及補貼兌現(xiàn)的時間等這些因素都會影響電價。
（4）技術(shù)升級。光伏組件原材料比如多晶硅生產(chǎn)價格的走向、技術(shù)革新的程度、光電轉(zhuǎn)換效率的提高、發(fā)電組件運行壽命的長短、大容量儲能設(shè)備的研制和商業(yè)化使用等也會對的光伏發(fā)電價格造成較大的影響。
（5）就近消納和送出工程是否受限。我國大規(guī)模光伏電站一般都建設(shè)在偏遠地區(qū)，遠離負荷中心，就近消納存在著極大的困難，而作為配套的送出工程往往不能及時建設(shè)，或者送出工程造價過高，導致電力送出受限，或送出線路過長引起的電力線路能量損失多少，對企業(yè)預期收益造成影響。這些都應該是定價過程中應考慮的因素。
（6）技術(shù)條件。由于太陽能發(fā)電的非持續(xù)性，導致對電網(wǎng)的穩(wěn)定運行造成一定的影響，為避免對正常的經(jīng)濟生產(chǎn)和日常生活造成影響，因此就需要相應的火電、水電等常規(guī)能源提供備用容量及調(diào)頻調(diào)峰等輔助服務，這些輔助服務的提供需要進行一定的經(jīng)濟補償，一旦納入輔助服務考核，將對光伏發(fā)電企業(yè)的收益造成影響。
（7）替代能源價格。光伏發(fā)電未來是作為常規(guī)化石能源的替代能源的形式出現(xiàn)并發(fā)展的，替代能源價格的浮動引起常規(guī)電力上網(wǎng)價格的波動會對產(chǎn)業(yè)發(fā)展及光伏上網(wǎng)電價的制定造成影響。
二、我國光伏發(fā)電價格的規(guī)制現(xiàn)狀
2.1、光伏發(fā)電發(fā)展現(xiàn)狀
我國光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)開發(fā)潛力巨大，首先光伏發(fā)電可以緩解當前的能源短缺問題，其次光伏發(fā)電過程不會帶來常規(guī)能源所產(chǎn)生的環(huán)境污染問題。光伏發(fā)電作為一種新型能源模式，加上其具有清潔環(huán)保的發(fā)電方式，較低的市場進入門檻，沒有龐大復雜的大型發(fā)電設(shè)備，不需要太多的運行管理人員等優(yōu)點，光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)在世界各國越來越多得到了發(fā)展。新世紀以來的短短幾年，我國光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)從無到有迅速發(fā)展，無論光伏電池組件產(chǎn)量、還是光伏發(fā)電裝機容量均己位居世界前列。截至2013年底，全國22個主要省（自治區(qū)、直轄市）已累計并網(wǎng)741個大型光伏發(fā)電項目，主要分布在我國西北地區(qū)。累計裝機容量排名前三的省份分別為甘肅省、青海省和新疆自治區(qū)，分別達到432萬千瓦、310萬千瓦和257萬千瓦，三?。▍^(qū)）之和超過全國光伏電站總量的60%。各?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）光伏電站裝機情況見表2、圖20。
根據(jù)國家能源局最新統(tǒng)計信息顯示：截止2014年，我國全年光伏發(fā)電累計并網(wǎng)裝機容量28050MW，同比增長60%，其中，光伏電站23380MW，分布式4670MW。光伏年發(fā)電量約250億千瓦時，同比增長超過200%02014年，全國新增并網(wǎng)光伏發(fā)電容量10600MW，約占全球新增容量的四分之一，占我國光伏電池組件產(chǎn)量的三分之一，實現(xiàn)了年均增長1000萬千瓦的目標。
就西北地區(qū)的發(fā)展情況初步統(tǒng)計，截止2014年底，全網(wǎng)光伏發(fā)電總裝機14734MW，占總裝機的8.9%；以青海省為例，截至2014年底，其光伏電站總裝機已達到4288.8MW，占全省總裝機的23.27%，2015年，青海省還有1030MW的光伏電站并網(wǎng)發(fā)電。而預計西北全網(wǎng)將有136座光伏電站并網(wǎng)發(fā)電，共計新增發(fā)電容量5528MW。
2.2、西北區(qū)域太陽能等可再生能源價格規(guī)制情況
技術(shù)進步是光伏發(fā)電大規(guī)模開發(fā)和利用的重點，但電價問題才是促進光伏發(fā)電快速發(fā)展的關(guān)鍵，光伏發(fā)電的電價規(guī)制事實上是典型的價格規(guī)制問題。雖然經(jīng)過了數(shù)年發(fā)展，但我國光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)仍處于產(chǎn)業(yè)初始發(fā)展階段，雖然經(jīng)過持續(xù)的技術(shù)革新，成本較以前有了大幅下降，但其實際的發(fā)電成本仍高于傳統(tǒng)常規(guī)能源成本，光伏上網(wǎng)電價還不足以和常規(guī)能源在同一平臺進行直接競價，還需要繼續(xù)對其進行價格規(guī)制，以保障和促進光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)的生存和發(fā)展，保障性的價格規(guī)制政策是現(xiàn)階段應該繼續(xù)處于主導地位。由于西北區(qū)域光伏發(fā)電規(guī)模很大，所以以其為例針對光伏電站上網(wǎng)電價進行研究就具有代表性。
●可再生能源發(fā)電電費（補貼）結(jié)算情況
目前，風電、光伏發(fā)電標桿上網(wǎng)電價在當?shù)孛摿蛉济簷C組標桿上網(wǎng)電價以內(nèi)的部分，由當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)企業(yè)負擔、結(jié)算；高出部分，通過全國征收的可再生能源電價附加分攤解決。西北地區(qū)各省脫硫燃煤機組標桿上網(wǎng)電價分別為：陜西0.3974元/千瓦時、甘肅0.3343元/千瓦時、青海0.3540元/千瓦時、寧夏0.2886元/千瓦時、新疆0.2500元/千瓦時。各省級電力企業(yè)對應承擔的火電標桿電價部分按月進行及時、全額支付。風電、光伏發(fā)電電價附加補助資金自2012年起按照財政部《關(guān)于印發(fā)<可再生能源電價附加補助資金管理暫行辦法>的通知》（財建[201幻102號）執(zhí)行，原則上實行按季預撥、年終清算。西北地區(qū)各省級電網(wǎng)企業(yè)積極協(xié)助發(fā)電企業(yè)向省級財政部門上報可再生能源電價附加補助申請，在收到財政撥付的補助資金后，及時、全額支付給發(fā)電企業(yè)。以寧夏電力公司為例，2013年1-5月，寧夏公司分3批共支付轄區(qū)可再生能源電價附加資金補助84454萬元，緩解了可再生能源發(fā)電企業(yè)資金緊張的困境。2013年7月國家財政部印發(fā)了《關(guān)于分布式光伏發(fā)電實行按照電量補貼政策等有關(guān)問題的通知》（財建【2013】390號），改進光伏電站、大型風力發(fā)電場等補貼資金管理，簡化有關(guān)程序，加快資金撥付速度；并規(guī)定了分布式光伏發(fā)電項目按電量補貼的實施辦法。8月，國家發(fā)改委一步明確了分布式光伏發(fā)電的電價補貼標準。但由于西北區(qū)域分布式光伏發(fā)電發(fā)展緩慢，總裝機容量有限，通過可再生能源發(fā)展基金補貼的費用占比很小。
●可再生能源發(fā)電稅收優(yōu)惠政策
企業(yè)所得稅方面，根據(jù)國家財政部《關(guān)于深入實施西部大開發(fā)戰(zhàn)略有關(guān)稅收政策問題的通知》（財稅【2011】58號）規(guī)定，西北地區(qū)可再生能源發(fā)電企業(yè)享受企業(yè)所得稅“兩免三減半”以及西部地區(qū)的鼓勵類產(chǎn)業(yè)企業(yè)減按15%的稅率征收企業(yè)所得稅的優(yōu)惠政策。
在增值稅方面，根據(jù)財稅【2008】156號文件要求，西北地區(qū)在運風電享受增值稅即征即退50%的政策。且根據(jù)國家稅務總局2013年第3號公告，自2013年2月1日起可再生能源企業(yè)獲得的電價附加補助資金屬于中央財政補貼，不再征收增值稅。
2.3、我國光伏發(fā)電價格規(guī)制存在的主要問題及其原因
從光伏發(fā)電來看，我國目前的太陽能分區(qū)定價機制只對區(qū)域光照強度進行了粗略劃分，對光伏電站的建設(shè)投資成本考慮不夠，分區(qū)電價的制定不夠細致，使得同樣投資西北光伏發(fā)電上網(wǎng)價格目前西北地區(qū)光伏發(fā)電上網(wǎng)電價均按照國家發(fā)改委《關(guān)于完善太陽能光伏發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知》（發(fā)改價格【2011】1594號）執(zhí)行，即：2011年7月1日以前核準建設(shè)且2011年12月31日建成投產(chǎn)的太陽能光伏發(fā)電項目，標桿上網(wǎng)電價為1.15元/千瓦時；其他項目標桿上網(wǎng)電價為1元/千瓦時。
而2013年9月1日后備案（核準），以及2013年9月1日前備案（核準）但于2014年1月1日及以后投運的光伏電站項目將按照國家發(fā)改委《關(guān)于發(fā)揮價格杠桿作用促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通知》（發(fā)改價格【2013】1638號）執(zhí)行分區(qū)標桿上網(wǎng)電價政策，根據(jù)光資源優(yōu)劣分為0.9元/千瓦時、0.95元/千瓦時和1元/千瓦時三種標桿上網(wǎng)電價。成本的企業(yè)受益區(qū)別較大，同樣不僅僅如此，對于不同地區(qū)的建設(shè)土地資源與成本、電力消納能力、產(chǎn)業(yè)聚集度等都沒有做細致深入的研究，對光伏發(fā)電的邊際成本考慮不到位，導致電價并沒有真正的成為引導企業(yè)發(fā)展的標準，未能合理反映處光伏發(fā)電實際的成本和合理的利潤。隨著技術(shù)的進步，發(fā)電成本的降低，并沒能使政府及時的進行上網(wǎng)電價的調(diào)整，降低了財政資金的使用有效性。從價格制定和監(jiān)管的思路和措施上分析，過于強調(diào)對光伏產(chǎn)業(yè)的保護性監(jiān)管，在激勵性監(jiān)管措施方面做的還遠遠不夠，事實上造成了既破壞環(huán)境，又浪費了資源。
下面從光伏發(fā)電定價策略、規(guī)制體系、監(jiān)管機制三個層面對我國光伏發(fā)電價格規(guī)制存在的主要問題和原因進行分析。
三、光伏發(fā)電定價策略層面的問題及其原因
3.1、主要問題
今電價政策制定調(diào)整法律不完善，政策的穩(wěn)定性不夠，我國從2011年到2013年，兩次調(diào)整降低了標桿電價，對企業(yè)的投資積極性產(chǎn)生了極大的影響。同時調(diào)整的依據(jù)、力度、時間節(jié)點等均是以國家發(fā)改委的一紙通知來確定，沒有從法律和制度的層面確定明確的調(diào)整依據(jù)和規(guī)范程序，現(xiàn)行的調(diào)整制度，使得企業(yè)無法進行投資預期，對企業(yè)的正常經(jīng)營往往會造成很大的沖擊。
國家雖然制定了光伏發(fā)電等可再生能源全額收購辦法，但由于沒有配套的鼓勵性措施和政府政策支持，規(guī)劃的缺失，電力不能就地消納，電網(wǎng)建設(shè)的滯后，電力無法遠程送出，導致了西北地區(qū)棄光、棄風、棄水等現(xiàn)象的持續(xù)發(fā)生，造成了資源的極大浪費。目前在各級政府及電力監(jiān)管機構(gòu)共同努力下，只能基本做到保障性收購，全額收購至少在西北區(qū)域是短期內(nèi)無法實現(xiàn)的，這對發(fā)電企業(yè)的經(jīng)營效益造成了巨大影響。
3.2、原因分析
規(guī)制政策的滯后和不完善?，F(xiàn)行的《電力法》和《價格法》實行了近20年，已遠遠不能滿足現(xiàn)實情況的需要。如作為獨立電力監(jiān)管機構(gòu)的國家電力監(jiān)管委員會是在2002年才成立，2005年頒布的《電力監(jiān)管條例》中，為了避免與其他現(xiàn)行的有關(guān)法律法規(guī)等上位法相抵觸，為了更好的銜接，對電價監(jiān)管只做了原則性規(guī)定，且沒有配套的實施細則作支撐，在實踐工作中缺乏具體的可操作性，在由全國人大及其常委會制定的法律中，沒有任何法律層面的條文來支撐它開展電價監(jiān)管工作。在電價監(jiān)管方面，電監(jiān)會一直作為一個弱勢的監(jiān)管機構(gòu)尷尬的存在著。又如2005年出臺了《可再生能源法》（2009年進行過修改），對各部門職責進行了規(guī)定，例如國家發(fā)改委的負責有關(guān)可再生能源項目審批、價格等職能等。
但沒有任何一個部門能進行有效統(tǒng)籌、監(jiān)管和協(xié)調(diào)關(guān)乎可再生能源發(fā)展的資源普查、規(guī)劃發(fā)展等事項。而且有關(guān)政策制定和項目決策征求意見不充分，信息不透明，缺乏公開性，配套政策不完善等也是造成《可再生能源法》統(tǒng)一規(guī)制執(zhí)行不力的原因。在《可再生能源法》規(guī)制中普遍存在責任不清，職能相互交叉的問題。各監(jiān)管主體往往只看重對自身有利的方面、根據(jù)各自習慣和喜好進行管理，例如發(fā)改委偏重于用傳統(tǒng)的項目審批方式來進行市場調(diào)節(jié)，對公共利益的考慮在某些時候有意無意的被放在了次要位置?！犊稍偕茉捶ā窏l文原則性的規(guī)定比較普遍，在具體實踐中不容易操作。同時價格調(diào)整的不穩(wěn)定性和定價機制、測算過程的不透明性，導致國家發(fā)改委多次以一紙文件形式進行上網(wǎng)電價調(diào)整而廣受業(yè)界垢病。
缺乏光伏電價規(guī)制政策的后評估制度。光伏電價規(guī)制政策績效如何，電價規(guī)制部門、監(jiān)管機構(gòu)很少進行認真評估，即使是業(yè)內(nèi)人士，也很少有人進行專門研究。除了原電監(jiān)會每年定期主動發(fā)布有關(guān)監(jiān)管報告，就電價政策執(zhí)行情況進行披露，粗略的指出問題并提出監(jiān)管意見外，幾乎沒有其他部門主動進行政策后評估并公布評估結(jié)果。電價政策的調(diào)整往往是社會環(huán)境、經(jīng)濟形勢、改革壓力、產(chǎn)業(yè)發(fā)展狀況等原因集合促使電價規(guī)制部門開展相關(guān)工作，價格規(guī)制部門很少主動去調(diào)整規(guī)制政策。
從總體來說，我國對電價規(guī)制政策的效果、政策合理性、績效等情況以及與相關(guān)政策的比較是否達到了預期目的，是否最大程度的保證了公共利益，是否存在繼續(xù)調(diào)整的空間等等都缺乏相應的后評估制度，導致了公眾知情權(quán)的缺失。同時因為光伏發(fā)電價格規(guī)制權(quán)力分散，規(guī)制主體責任不清，致使有關(guān)部門只要完成份內(nèi)工作，在原則和實施過程中不出差錯即可，具體細化的政策績效評價基本都未納入規(guī)制部門視線。《可再生能源法》也是如此，法律的執(zhí)行缺乏明確的、規(guī)范化的報告評價制度和體系，整個社會公眾對電價規(guī)制的知情權(quán)也得不到保證，同樣不利于可再生能源電力的長遠發(fā)展。
3.3、光伏發(fā)電價格規(guī)制體系層面的問題及其原因
（1）主要問題
●上網(wǎng)電價的定價機制方面存在不合理性，單一的固定電價制度往往不能及時反映實際的情況，電價的調(diào)整往往滯后于發(fā)展情況，造成政府財政補貼浪費。
●不同地區(qū)上網(wǎng)電價一刀切現(xiàn)象嚴重，即使目前的固定電價制度，對全國的光照資源劃區(qū)不盡合理，資源分區(qū)過于粗放，沒有統(tǒng)籌仔細考慮光照強度和光照時間、投資成本之間的關(guān)聯(lián)度，沒有形成合理有效價差體系。對企業(yè)而言，也未能形成合理的投入與產(chǎn)出比。
●補貼缺乏地區(qū)針對性，對于以水電為主的地區(qū)（例如青海）電網(wǎng)企業(yè)來說，以當?shù)鼗痣姌藯U電價為基準進行電價超出部分的價格補貼，導致政府補貼的不足部分需要電網(wǎng)企業(yè)負擔，嚴重影響了電網(wǎng)企業(yè)的利益和經(jīng)營效益，導致其不愿意或?qū)ふ腋鞣N理由規(guī)避、故意拖延收購可再生能源。
（2）原因分析
電價規(guī)制政策的制定粗放單一，針對性不足。目前中國對風電、光伏等可再生能源的上網(wǎng)電價制定了類似的電價規(guī)制政策。都是先開展特許招標競價上網(wǎng)，后又試行固定電價（標桿電價）政策。光伏發(fā)電上網(wǎng)電價政策也一樣，最初實行的是特許權(quán)招標定價（2009年前），隨后以2011年12月31日并網(wǎng)發(fā)電的時間節(jié)點為界，制定全國統(tǒng)一的光伏發(fā)電標桿上網(wǎng)電價。2013年8月26日，國家發(fā)改委再次對太陽能光伏上網(wǎng)標桿電價進行了調(diào)整，將全國分為三類太陽能資源區(qū)，分區(qū)制定相應的光伏電站上網(wǎng)標桿電價。截至目前，不僅風電、光伏發(fā)電，而且潮汐能發(fā)電和地熱能發(fā)電項目等可再生能源發(fā)電全部實行了固定電價政策。
但是，固定電價規(guī)定依然比較粗放，沒有考慮各省實際情況進行分省制定，補貼政策的一刀切，結(jié)果就對不同的地區(qū)產(chǎn)生不同的影響，有些甚至是導致電網(wǎng)企業(yè)比較大的虧損問題出現(xiàn)，以青海省為例，國家目前對當?shù)毓夥l(fā)電試行固定電價，上網(wǎng)電價以1元/千瓦時為例，以當?shù)鼗痣姌藯U電價為標準，對超出部分電價向電網(wǎng)企業(yè)進行補貼，當?shù)鼗痣姌藯U電價（含脫硫電價）為0.354元/千瓦時，即每電網(wǎng)企業(yè)每收購一度太陽能電力，國家就給電網(wǎng)企業(yè)補貼0.655元，從這個角度看，無論電網(wǎng)企業(yè)收購可再生能源還是火電，均沒有任何損失，但是青海省卻是以水電為主的省份，其黃河上游拉西瓦、積石峽、公伯峽等幾大水電站每度電的收購價格均0.23元，龍羊峽水電站的收購電價更低，但是光伏補貼卻是以當?shù)鼗痣姌藯U電價為基礎(chǔ)的，所以，電網(wǎng)企業(yè)每收購一度太陽能電力，就相當于自己要背負約0.12元的損失，2013年，青海省電力公司全年還是盈利的，但是，2014年由于太陽能發(fā)電的迅猛發(fā)展，法律要求的可再生能源全額收購，導致青海省電力公司全年虧損約3億元。這給電網(wǎng)企業(yè)帶來嚴重的經(jīng)營困難，同時使電網(wǎng)企業(yè)不愿意大量的接納太陽能等新能源。
單一的固定電價機制，使得在市場運行過程中，沒有了就勢調(diào)整的彈性，近幾年光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展速度及規(guī)模超出了電價規(guī)制部門的預期，為了保證政策的穩(wěn)定性，就喪失了靈活性，未能及時調(diào)整的價格規(guī)制政策，往往造成了盲目投資和資源浪費，同時也使可再生能源發(fā)展基金的補貼投向、額度出現(xiàn)了偏差。
配額制在我國也是剛剛引入可再生能源領(lǐng)域，目前還不完善，正在征求各方意見中，綠色電力還未深入人心，同時可交易的綠色證書政策還沒有采用，發(fā)達國家的經(jīng)驗告訴我們配額制和可交易綠色證書政策能大力促進光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展。另外中國往往是以火力發(fā)電的標準為基礎(chǔ)來制定其他能源電力價格的。實際上這對不同技術(shù)類型的可再生能源成本特性并補償其超額成本并不具有參考性，并且會對光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)的技術(shù)進步和維護其自身利益帶來負面影響。
光伏電價規(guī)制政策應立足于國情實際，要能促使中國從光伏大國向光伏強國轉(zhuǎn)變。盡管光伏發(fā)電可替代部分常規(guī)電力，整體上有利于節(jié)能減排，起到保護環(huán)境的效果，但是，但是由于其發(fā)電的不穩(wěn)定性，對供電的安全造成影響，同時也會對電網(wǎng)造成一定的頻率污染，往往會出現(xiàn)光伏輸送“瓶頸”發(fā)生棄光現(xiàn)象。而電價規(guī)制政策卻未涉及光伏發(fā)電的技術(shù)特點，沒有采用分時電價，并且規(guī)劃落后，沒有從全國和各地域的用電特點和能源結(jié)構(gòu)出發(fā)進行合理布局。同時規(guī)制部門視野不夠超前，對于光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)的發(fā)展進程預估不足，對產(chǎn)業(yè)技術(shù)進步速度考慮不夠，導致價格規(guī)制政策不具有前瞻性。
定價機制缺乏相應的行業(yè)規(guī)范和技術(shù)標準做輔助。太陽能光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)科學發(fā)展，在公共政策的運用上，必須實現(xiàn)由保護性監(jiān)管向激勵性監(jiān)管的轉(zhuǎn)變，當前的太陽能光伏發(fā)電事實上是以保護性監(jiān)管為主，旨在保護光伏發(fā)電企業(yè)的投資積極性和盈利的逾期，由于光伏產(chǎn)業(yè)是近年來迅猛發(fā)展的新興產(chǎn)業(yè)，技術(shù)進步迅速，生產(chǎn)成本下降較快，光伏電站建設(shè)進入門檻較低，而我國對于光伏產(chǎn)業(yè)的行業(yè)規(guī)范、技術(shù)標準基本上處于缺失狀態(tài)，無論質(zhì)量好壞均享受著同樣的電價政策和補貼及稅收優(yōu)惠，不分產(chǎn)品質(zhì)量和資源利用率的統(tǒng)一定價機制在現(xiàn)實中已經(jīng)體現(xiàn)出其落后的一面。
2013年以后，國家能源局、工信部等部門才陸續(xù)出臺一些技術(shù)標準，但在有關(guān)規(guī)范、標準的細節(jié)上還存在較大的不足，隨著技術(shù)的發(fā)展、生產(chǎn)成本的大幅下降，光伏發(fā)電的定價機制就可以實現(xiàn)由保護性向激勵性監(jiān)管轉(zhuǎn)變。即將統(tǒng)一定價基礎(chǔ)上根據(jù)不同發(fā)電項目行業(yè)規(guī)范和技術(shù)標準執(zhí)行情況，對固定電價進行一定的浮動，鼓勵先進，懲罰落后，最終實現(xiàn)技術(shù)創(chuàng)新，投資成本的大幅下降，從而全面降低上網(wǎng)電價，減少政府財政補貼。最終實現(xiàn)和傳統(tǒng)能源的競爭，促進可再生能源的大發(fā)展。
電價執(zhí)行以時間點為界限的固定電價，產(chǎn)生諸多不合理的現(xiàn)象。電價應該引導產(chǎn)業(yè)有序發(fā)展，提高生產(chǎn)效率，促進技術(shù)創(chuàng)新，然而，我國的光伏電價政策卻是以時間點和光照資源分區(qū)為依據(jù)的。就以時間點為例，2011年8月1日國家發(fā)改委下發(fā)通知，以當年12月31日并網(wǎng)發(fā)電的時間節(jié)點為界，制定全國統(tǒng)一的太陽能光伏發(fā)電標桿上網(wǎng)電價。
在青海，當年12月31日以前并網(wǎng)的光伏電站執(zhí)行1.15元/千瓦時的上網(wǎng)電價，12月31日以后并網(wǎng)的光伏電站執(zhí)行1.00元/千瓦時的上網(wǎng)電價，巨大的度電價差，導致了諸多光伏發(fā)電企業(yè)在2011年底的瘋狂的大干快上，一批質(zhì)量不過關(guān)、運行不穩(wěn)定、發(fā)電效率差但前期投資小、設(shè)備便宜的光伏電站倉促并網(wǎng)，僅青海海西地區(qū)就有約40家企業(yè)并網(wǎng)發(fā)電，容量超過100MW。一旦在12月31日前并網(wǎng)，就可以享受高電價，結(jié)果導致一些示范項目、優(yōu)質(zhì)項目和質(zhì)量較差的項目處于一個價格平臺，未體現(xiàn)出價格的引導和效率作用。
對一些前期投入巨大、設(shè)備平質(zhì)高、工程質(zhì)量優(yōu)先的光伏發(fā)電企業(yè)造成了一定的不公。這種標桿電價的制定存在著巨大的不公平，同時造成了巨大的資源浪費和鼓勵了發(fā)電項目以次充好套取國家補貼的現(xiàn)象。這種情況是的國內(nèi)大量的光伏生產(chǎn)企業(yè)快速在光照資源富集地區(qū)跑馬圈地、搶占資源，將一些淘汰的落后的技術(shù)、設(shè)備、產(chǎn)品轉(zhuǎn)移過來，這種急功近利的做法造成了資源的大量消耗和浪費，從另一個方面抑制了新技術(shù)的研發(fā)和應用。而這些質(zhì)量較差光伏電站的不穩(wěn)定運行行成了負荷沖擊給電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行造成了巨大隱患。
3.4、光伏發(fā)電價格監(jiān)管機制層面的問題及其原因
（1）主要問題
令電價監(jiān)管不完善，電價執(zhí)行過程存在監(jiān)管無力的問題。電價的制定與日常的價格監(jiān)管屬于不同機構(gòu)，機構(gòu)之間的溝通協(xié)調(diào)存在問題，出現(xiàn)信息的傳導機制不靈現(xiàn)象，例如作為市場監(jiān)管機構(gòu)的國家能源局，對于發(fā)現(xiàn)的價格違規(guī)問題，卻沒有相應的權(quán)力進行處理。而作為價格主管部門的國家發(fā)改委及其所屬的價格司、價檢司卻由于人手、精力原因，很少深入行業(yè)進行監(jiān)督檢查。體制的缺陷給電價的制定和日常的價格監(jiān)管造成了大量的矛盾和問題。
國家雖然制定了光伏發(fā)電等可再生能源全額收購辦法，但由于沒有配套的鼓勵性措施和政府政策支持，規(guī)劃的缺失，電力不能就地消納，電網(wǎng)建設(shè)的滯后，電力無法遠程送出，導致了西北地區(qū)棄光、棄風、棄水等現(xiàn)象的持續(xù)發(fā)生，造成了資源的極大浪費。目前在各級政府及電力監(jiān)管機構(gòu)共同努力下，只能基本做到保障性收購，全額收購至少在西北區(qū)域是短期內(nèi)無法實現(xiàn)的，這對發(fā)電企業(yè)的經(jīng)營效益造成了巨大影響。電價補貼不能及時到位，往往延遲一兩個月甚至更長時間才能兌付，嚴重影響了企業(yè)的正常經(jīng)營。同時監(jiān)管體系、監(jiān)管力量的局限性，導致了好的政策未必能很好的得到執(zhí)行。
（2）原因分析
可再生能源電價規(guī)制部門權(quán)責不清。在我國的很多產(chǎn)業(yè)發(fā)展過程中都存在著規(guī)制機構(gòu)眾多和職能交叉的現(xiàn)象，光伏發(fā)電等可再生能源產(chǎn)業(yè)也不例外。目前涉及光伏等可再生能源規(guī)制管理的部門有國家發(fā)改委、國家能源局、財政部等數(shù)個部門。包括光伏等可再生能源電力產(chǎn)業(yè)在內(nèi)的中國電力產(chǎn)業(yè)，存在著政出多門、權(quán)責不清等問題，面對龐大的能源監(jiān)管對象、監(jiān)管的權(quán)威嚴重不足，規(guī)制的效率大打折扣。
同時由于管理效率低下、對中國光伏電價規(guī)制政策缺乏長遠的研究戰(zhàn)略、相關(guān)政策的制定在執(zhí)行中缺乏協(xié)調(diào)，甚至部分脫離實際等。隨著2013年的機構(gòu)改革，原國家電監(jiān)會和原國家能源局進行了合并，新成立的國家能源局的職能也有了新變化，我國電力行業(yè)的政監(jiān)分離回歸為政監(jiān)合一，但根據(jù)國家能源局“三定方案”可以看出，作為能源行業(yè)的行政主管部，電力市場的日常監(jiān)管由國家能源局來實施，但卻不具有定價權(quán)，實質(zhì)上電價的定價權(quán)還是在國家發(fā)改委手中。定價權(quán)是電力規(guī)制最核心的權(quán)力，缺少定價權(quán)的新國家能源局實際的工作權(quán)威和工作效果還有待進一步觀察。
