最近有媒體稱，2016年中國光伏和風電電價調整方案已經獲得國家發改委價格司和國家能源局審核，或將于不久后正式對外公布。根據媒體公布的信息來看，三類資源區的上網電價調整后分別為0.8、0.88、0.98元/千瓦時，下調幅度高于此前第一輪討論稿中所擬定的價格。

今年10月份國家發改委下發了《關于完善陸上風電、光伏發電上網標桿電價政策的通知》(討論稿)，其中規定，光伏方面一類和二類資源區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;而根據媒體透露的信息來看，正式調整方案中的下調幅度，遠大于此前的征求意見文件，并且只給出了2016年的電價。光伏并網電價的下調雖然激起業內一片浪花，但深究中國光伏上網電價規制，其實里面的門道還真的不小。

一、我國光伏發電價格規制的發展

1.1、我國電力行業價格規制改革及規制機構

2002年國務院以國發5號文的形式啟動了新一輪電力體制改革，成立了兩大電網公司，五大發電公司，此輪改革的一個顯著標志就是“廠網分開、競價上網”，，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、華東等地區開展了發電環節競價上網的市場化改革，相繼出臺了差別電價、峰谷電價、脫硫電價、脫硝電價等節能環保電價政策，實施了可再生能源發電全額收購及建立分區標桿電價等一系列優惠政策。

從監管體制來說，我國電力行政管理和市場監管長期處于多頭管理的狀況。2002年，伴隨著電力體制改革，國家電力監管委員會應運而生，2003年，國家發展計劃委員會更名為國家發展和改革委員會，國家經貿委撤銷，國家經貿委的電力管理職能分別劃入國家發改委和國家電監會，但電價制定權仍屬于國家發改委。2013年新的國務院機構改革后，撤銷國家電監會和原國家能源局，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行政管理部門和市場監管機構，也只負責提出有關電價調整的建議，而對電力行業的主要的發、輸、配、售電價格沒有決定權。電力管理職能和電價規制及日常監管分散在國家發改委、國家能源局、財政部、國資委、環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進行管理，部門之間缺少協調性。總之，從公共管理的角度來看，目前我國的電力定價體制和監管體制還很大的改進空間，需要在改革過程中不斷的調整和完善，從而徹底解決規制難題，消除“九龍治水”的局面。

1.2、我國光伏發電定價規制歷程

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。發電側定價機制就是定價方式方法的制度化。上網電價通俗地講就是獨立發電企業向購電商(電網企業)提供上網電量時進行結算時的價格。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)和調節機制。我國發電側電力市場的定價方式主要有以下三種，分別是：政府定價、協議定價和競價上網。

(1)政府定價

政府定價是指由政府價格主管部門(國家發改委)，按照電力價格制定的權限和范圍所擬定的價格，也稱做國家定價。

在市場經濟條件下，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、產品及其他法律明確規定的特殊商品之中，例如石油、電力等能源產品。

目前在發電側上網電價中，以火電為例，政府定價主要實行分省標桿電價制度，企業發電量越多，收益越好。這種固定電價造成的結果是不利于發電資源的優化配置，電源投資者往往對主力發電機組為主的電源感興趣，卻對調峰機組電廠沒有投資熱情，不利于電網的最優化經濟調度。在當今電源投資主體多元化的背景下，由于電網企業的獨買獨賣、強勢壟斷，政府有關部門監管職能分散或單一，行業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實情況不相適應了。

(2)協議定價(大用戶直購電)

原國家電監會大力推進的大用戶直購電工作就屬于協議定價。大用戶直購電，是指發電廠和電力大用戶之間自主協商確定購電量和購電價格，然后委托電網將協議電量由發電廠直接輸送到電力大用戶，并向電網支付相應的輸電費用服務的直接交易形式。電網企業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，發電企業也增加了機組發電小時數，提高了發電量。

通過研究，有學者指出實行大用戶直接供電有利于推進發電側的改革，進而打破電網企業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，但其已然在發電和售電側引入競爭機制，打破了電網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，有利于新型電力市場的建立。

(3)競價上網

競價上網方式是指在政府的監控管理下，發電企業按照相關規則進行報價，最終通過互相競爭確定中標價。

由于競價上網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則漏洞，就會產生惡性競爭。競價上網的目的就是要通過同類主體間的理性競爭來降低電價，提高服務質量，節省社會成本。雖然如此，但我國目前還沒有推廣競價上網政策，發電側幾乎全部執行標桿電價政策。

目前世界各國促進可再生能源產業發展的電價(含太陽能、風能、生物質能等)政策主要有：一是實行固定電價，采取政府補貼及優惠政策，如電價補貼和稅收優惠政策;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化和可再生能源的發展。

同時，上述制度也都為我國的可再生能源上網電價定價機制發展和完善提供有益的參考，經過近些年的探索和發展，通過不斷的嘗試和調整，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利用起步較晚，價格規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》第十九條對于有關可再生能源價格管理做出了規定“可再生能源發電項目的上網電價，由國務院價格主管部門根據不同類型可再生能源發電的特點和不同地區的情況，按照有利于促進可再生能源開發利用和經濟合理的原則確定，并根據可再生能源開發利用技術的發展適時調整。上網電價應當公布。”

我國的可再生能源價格規制根據能源特點不同，走了幾乎相同的道路。如風力發電項目的上網電價在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，國家發改委發布《關于完善風力發電上網電價政策的通知》(發改價格「2009]1906號)明確分四個資源區分別制定了陸上風電標桿電價。

我國的太陽能光伏發電最初實行的也是特許權招標定價(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電項目的開發者(一般是低價中標)。例如2009年在國內第一個光伏發電特許權招標項目中，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。其實質是通過在發電建設端的市場競爭來降低成本，發現價格，為現行的固定電價機制做政策儲備和前期準備。隨著技術進步、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電初始投資成本大幅度下降，及時對原有定價機制進行調整，實行固定電價制在當時則是大勢所趨。2009年，江蘇省出臺《江蘇省光伏發電推進意見》，在國內首次宣布對光伏發電實施固定電價政策，這對國內光伏上網發電形成了重要的示范效應，引起了業內廣泛關注。

隨著時間的推移，光伏發電產業迅速發展，為適應新形勢，國家發改委于2011年8月1日下發通知，以當年12月31日并網發電的時間節點為界，制定全國統一的太陽能光伏發電標桿上網電價，分別執行1.15元/千瓦時和1.0元/千瓦時的上網電價。隨即山東、青海等地方也出臺了相關輔助政策。固定電價的實行大大推進了光伏產業的發展。經過兩年的發展，在國家政策的扶持下，由于建設成本的持續下降，技術革新快速發展，建設規模的迅速擴大，2013年8月26日，國家發改委在《國家發展改革委關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知》(發改價格[2013]1638號)中再次對太陽能光伏上網標桿電價進行了調整，即根據各地太陽能資源條件和建設成本，將全國分為三類太陽能資源區，相應制定新的光伏電站標桿上網電價，詳見表1。西北區域按照光照資源地區I類、II類劃分，分別執行0.90元/千瓦時(含稅)、0.95/千瓦時(含稅)的標桿電價。通知同時明確規定光伏電站標桿上網電價高出當地燃煤機組標桿上網電價(含脫硫等環保電價)的部分，通過可再生能源發展基金予以補貼(即政府補貼)。

雖然目前我國太陽能發電上網定價政策是由國務院價格主管部門(國家發改委)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，給現行太陽能發電定價機制改進提出了新的要求。

1.3、我國光伏發電定價的影響因素

我國太陽能發電發展程度相對較低，開發利用時間還比較短，相應的價格仍相對較高，現階段對太陽能發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電產生影響。而這些因素最終都會反映到電價上。例如不同建設地點投入相同的成本，但產出卻會差距較大，規模效益差距明顯，會嚴重的影響投資有效性和收益率。

(2)光伏電廠建設成本。雖然我國多晶硅、單晶硅產量、光伏電池組件產能均居世界前列，但由于光伏發電設備的核心部件國產化程度還較低，關鍵技術沒有完全掌握，部分部件還要依賴進口，同時由于國產設備良芳不齊，設備質量存在差異，導致的光電轉換效率衰減率、設備預期壽命等因素都會推高成本，以土地資源為例，東部地區土地成本高，西部荒漠、戈壁地區的土地成本就低。設備組件成本、土地資源成本、配套電力輸送工程等建設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，光伏產業發展之處，由于其發電成本遠超過常規能源發電，完全市場化運作不現實，為促進產業發展壯大，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的時間等這些因素都會影響電價。

(4)技術升級。光伏組件原材料比如多晶硅生產價格的走向、技術革新的程度、光電轉換效率的提高、發電組件運行壽命的長短、大容量儲能設備的研制和商業化使用等也會對的光伏發電價格造成較大的影響。

(5)就近消納和送出工程是否受限。我國大規模光伏電站一般都建設在偏遠地區，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，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)技術條件。由于太陽能發電的非持續性，導致對電網的穩定運行造成一定的影響，為避免對正常的經濟生產和日常生活造成影響，因此就需要相應的火電、水電等常規能源提供備用容量及調頻調峰等輔助服務，這些輔助服務的提供需要進行一定的經濟補償，一旦納入輔助服務考核，將對光伏發電企業的收益造成影響。

(7)替代能源價格。光伏發電未來是作為常規化石能源的替代能源的形式出現并發展的，替代能源價格的浮動引起常規電力上網價格的波動會對產業發展及光伏上網電價的制定造成影響。

二、我國光伏發電價格的規制現狀

2.1、光伏發電發展現狀

我國光伏發電產業開發潛力巨大，首先光伏發電可以緩解當前的能源短缺問題，其次光伏發電過程不會帶來常規能源所產生的環境污染問題。光伏發電作為一種新型能源模式，加上其具有清潔環保的發電方式，較低的市場進入門檻，沒有龐大復雜的大型發電設備，不需要太多的運行管理人員等優點，光伏發電產業在世界各國越來越多得到了發展。新世紀以來的短短幾年，我國光伏發電產業從無到有迅速發展，無論光伏電池組件產量、還是光伏發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、直轄市)已累計并網741個大型光伏發電項目，主要分布在我國西北地區。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，分別達到432萬千瓦、310萬千瓦和257萬千瓦，三省(區)之和超過全國光伏電站總量的60%。各省(自治區、直轄市)光伏電站裝機情況見表2、圖20。

根據國家能源局最新統計信息顯示：截止2014年，我國全年光伏發電累計并網裝機容量28050MW，同比增長60%，其中，光伏電站23380MW，分布式4670MW。光伏年發電量約250億千瓦時，同比增長超過200%02014年，全國新增并網光伏發電容量10600MW，約占全球新增容量的四分之一，占我國光伏電池組件產量的三分之一，實現了年均增長1000萬千瓦的目標。

就西北地區的發展情況初步統計，截止2014年底，全網光伏發電總裝機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的光伏電站并網發電。而預計西北全網將有136座光伏電站并網發電，共計新增發電容量5528MW。

2.2、西北區域太陽能等可再生能源價格規制情況

技術進步是光伏發電大規模開發和利用的重點，但電價問題才是促進光伏發電快速發展的關鍵，光伏發電的電價規制事實上是典型的價格規制問題。雖然經過了數年發展，但我國光伏發電產業仍處于產業初始發展階段，雖然經過持續的技術革新，成本較以前有了大幅下降，但其實際的發電成本仍高于傳統常規能源成本，光伏上網電價還不足以和常規能源在同一平臺進行直接競價，還需要繼續對其進行價格規制，以保障和促進光伏發電產業的生存和發展，保障性的價格規制政策是現階段應該繼續處于主導地位。由于西北區域光伏發電規模很大，所以以其為例針對光伏電站上網電價進行研究就具有代表性。

●可再生能源發電電費(補貼)結算情況

目前，風電、光伏發電標桿上網電價在當地脫硫燃煤機組標桿上網電價以內的部分，由當地省級電網企業負擔、結算;高出部分，通過全國征收的可再生能源電價附加分攤解決。西北地區各省脫硫燃煤機組標桿上網電價分別為：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、光伏發電電價附加補助資金自2012年起按照財政部《關于印發<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)執行，原則上實行按季預撥、年終清算。西北地區各省級電網企業積極協助發電企業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、全額支付給發電企業。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電企業資金緊張的困境。2013年7月國家財政部印發了《關于分布式光伏發電實行按照電量補貼政策等有關問題的通知》(財建【2013】390號)，改進光伏電站、大型風力發電場等補貼資金管理，簡化有關程序，加快資金撥付速度;并規定了分布式光伏發電項目按電量補貼的實施辦法。8月，國家發改委一步明確了分布式光伏發電的電價補貼標準。但由于西北區域分布式光伏發電發展緩慢，總裝機容量有限，通過可再生能源發展基金補貼的費用占比很小。

●可再生能源發電稅收優惠政策

企業所得稅方面，根據國家財政部《關于深入實施西部大開發戰略有關稅收政策問題的通知》(財稅【2011】58號)規定，西北地區可再生能源發電企業享受企業所得稅“兩免三減半”以及西部地區的鼓勵類產業企業減按15%的稅率征收企業所得稅的優惠政策。

在增值稅方面，根據財稅【2008】156號文件要求，西北地區在運風電享受增值稅即征即退50%的政策。且根據國家稅務總局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、我國光伏發電價格規制存在的主要問題及其原因

從光伏發電來看，我國目前的太陽能分區定價機制只對區域光照強度進行了粗略劃分，對光伏電站的建設投資成本考慮不夠，分區電價的制定不夠細致，使得同樣投資西北光伏發電上網價格目前西北地區光伏發電上網電價均按照國家發改委《關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知》(發改價格【2011】1594號)執行，即：2011年7月1日以前核準建設且2011年12月31日建成投產的太陽能光伏發電項目，標桿上網電價為1.15元/千瓦時;其他項目標桿上網電價為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改委《關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知》(發改價格【2013】1638號)執行分區標桿上網電價政策，根據光資源優劣分為0.9元/千瓦時、0.95元/千瓦時和1元/千瓦時三種標桿上網電價。成本的企業受益區別較大，同樣不僅僅如此，對于不同地區的建設土地資源與成本、電力消納能力、產業聚集度等都沒有做細致深入的研究，對光伏發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發展的標準，未能合理反映處光伏發電實際的成本和合理的利潤。隨著技術的進步，發電成本的降低，并沒能使政府及時的進行上網電價的調整，降低了財政資金的使用有效性。從價格制定和監管的思路和措施上分析，過于強調對光伏產業的保護性監管，在激勵性監管措施方面做的還遠遠不夠，事實上造成了既破壞環境，又浪費了資源。

下面從光伏發電定價策略、規制體系、監管機制三個層面對我國光伏發電價格規制存在的主要問題和原因進行分析。

三、光伏發電定價策略層面的問題及其原因

3.1、主要問題

今電價政策制定調整法律不完善，政策的穩定性不夠，我國從2011年到2013年，兩次調整降低了標桿電價，對企業的投資積極性產生了極大的影響。同時調整的依據、力度、時間節點等均是以國家發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整依據和規范程序，現行的調整制度，使得企業無法進行投資預期，對企業的正常經營往往會造成很大的沖擊。

國家雖然制定了光伏發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，規劃的缺失，電力不能就地消納，電網建設的滯后，電力無法遠程送出，導致了西北地區棄光、棄風、棄水等現象的持續發生，造成了資源的極大浪費。目前在各級政府及電力監管機構共同努力下，只能基本做到保障性收購，全額收購至少在西北區域是短期內無法實現的，這對發電企業的經營效益造成了巨大影響。

3.2、原因分析

規制政策的滯后和不完善。現行的《電力法》和《價格法》實行了近20年，已遠遠不能滿足現實情況的需要。如作為獨立電力監管機構的國家電力監管委員會是在2002年才成立，2005年頒布的《電力監管條例》中，為了避免與其他現行的有關法律法規等上位法相抵觸，為了更好的銜接，對電價監管只做了原則性規定，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管工作。在電價監管方面，電監會一直作為一個弱勢的監管機構尷尬的存在著。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定，例如國家發改委的負責有關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籌、監管和協調關乎可再生能源發展的資源普查、規劃發展等事項。而且有關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》統一規制執行不力的原因。在《可再生能源法》規制中普遍存在責任不清，職能相互交叉的問題。各監管主體往往只看重對自身有利的方面、根據各自習慣和喜好進行管理，例如發改委偏重于用傳統的項目審批方式來進行市場調節，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。《可再生能源法》條文原則性的規定比較普遍，在具體實踐中不容易操作。同時價格調整的不穩定性和定價機制、測算過程的不透明性，導致國家發改委多次以一紙文件形式進行上網電價調整而廣受業界垢病。

缺乏光伏電價規制政策的后評估制度。光伏電價規制政策績效如何，電價規制部門、監管機構很少進行認真評估，即使是業內人士，也很少有人進行專門研究。除了原電監會每年定期主動發布有關監管報告，就電價政策執行情況進行披露，粗略的指出問題并提出監管意見外，幾乎沒有其他部門主動進行政策后評估并公布評估結果。電價政策的調整往往是社會環境、經濟形勢、改革壓力、產業發展狀況等原因集合促使電價規制部門開展相關工作，價格規制部門很少主動去調整規制政策。

從總體來說，我國對電價規制政策的效果、政策合理性、績效等情況以及與相關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，是否存在繼續調整的空間等等都缺乏相應的后評估制度，導致了公眾知情權的缺失。同時因為光伏發電價格規制權力分散，規制主體責任不清，致使有關部門只要完成份內工作，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制部門視線。《可再生能源法》也是如此，法律的執行缺乏明確的、規范化的報告評價制度和體系，整個社會公眾對電價規制的知情權也得不到保證，同樣不利于可再生能源電力的長遠發展。

3.3、光伏發電價格規制體系層面的問題及其原因

(1)主要問題

●上網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，電價的調整往往滯后于發展情況，造成政府財政補貼浪費。

●不同地區上網電價一刀切現象嚴重，即使目前的固定電價制度，對全國的光照資源劃區不盡合理，資源分區過于粗放，沒有統籌仔細考慮光照強度和光照時間、投資成本之間的關聯度，沒有形成合理有效價差體系。對企業而言，也未能形成合理的投入與產出比。

●補貼缺乏地區針對性，對于以水電為主的地區(例如青海)電網企業來說，以當地火電標桿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企業負擔，嚴重影響了電網企業的利益和經營效益，導致其不愿意或尋找各種理由規避、故意拖延收購可再生能源。

(2)原因分析

電價規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電價制定了類似的電價規制政策。都是先開展特許招標競價上網，后又試行固定電價(標桿電價)政策。光伏發電上網電價政策也一樣，最初實行的是特許權招標定價(2009年前)，隨后以2011年12月31日并網發電的時間節點為界，制定全國統一的光伏發電標桿上網電價。2013年8月26日，國家發改委再次對太陽能光伏上網標桿電價進行了調整，將全國分為三類太陽能資源區，分區制定相應的光伏電站上網標桿電價。截至目前，不僅風電、光伏發電，而且潮汐能發電和地熱能發電項目等可再生能源發電全部實行了固定電價政策。

但是，固定電價規定依然比較粗放，沒有考慮各省實際情況進行分省制定，補貼政策的一刀切，結果就對不同的地區產生不同的影響，有些甚至是導致電網企業比較大的虧損問題出現，以青海省為例，國家目前對當地光伏發電試行固定電價，上網電價以1元/千瓦時為例，以當地火電標桿電價為標準，對超出部分電價向電網企業進行補貼，當地火電標桿電價(含脫硫電價)為0.354元/千瓦時，即每電網企業每收購一度太陽能電力，國家就給電網企業補貼0.655元，從這個角度看，無論電網企業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地火電標桿電價為基礎的，所以，電網企業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年由于太陽能發電的迅猛發展，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。這給電網企業帶來嚴重的經營困難，同時使電網企業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，沒有了就勢調整的彈性，近幾年光伏產業發展速度及規模超出了電價規制部門的預期，為了保證政策的穩定性，就喪失了靈活性，未能及時調整的價格規制政策，往往造成了盲目投資和資源浪費，同時也使可再生能源發展基金的補貼投向、額度出現了偏差。

配額制在我國也是剛剛引入可再生能源領域，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，發達國家的經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電產業發展。另外中國往往是以火力發電的標準為基礎來制定其他能源電力價格的。實際上這對不同技術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，并且會對光伏發電產業的技術進步和維護其自身利益帶來負面影響。

光伏電價規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變。盡管光伏發電可替代部分常規電力，整體上有利于節能減排，起到保護環境的效果，但是，但是由于其發電的不穩定性，對供電的安全造成影響，同時也會對電網造成一定的頻率污染，往往會出現光伏輸送“瓶頸”發生棄光現象。而電價規制政策卻未涉及光伏發電的技術特點，沒有采用分時電價，并且規劃落后，沒有從全國和各地域的用電特點和能源結構出發進行合理布局。同時規制部門視野不夠超前，對于光伏發電產業的發展進程預估不足，對產業技術進步速度考慮不夠，導致價格規制政策不具有前瞻性。

定價機制缺乏相應的行業規范和技術標準做輔助。太陽能光伏發電產業科學發展，在公共政策的運用上，必須實現由保護性監管向激勵性監管的轉變，當前的太陽能光伏發電事實上是以保護性監管為主，旨在保護光伏發電企業的投資積極性和盈利的逾期，由于光伏產業是近年來迅猛發展的新興產業，技術進步迅速，生產成本下降較快，光伏電站建設進入門檻較低，而我國對于光伏產業的行業規范、技術標準基本上處于缺失狀態，無論質量好壞均享受著同樣的電價政策和補貼及稅收優惠，不分產品質量和資源利用率的統一定價機制在現實中已經體現出其落后的一面。

2013年以后，國家能源局、工信部等部門才陸續出臺一些技術標準，但在有關規范、標準的細節上還存在較大的不足，隨著技術的發展、生產成本的大幅下降，光伏發電的定價機制就可以實現由保護性向激勵性監管轉變。即將統一定價基礎上根據不同發電項目行業規范和技術標準執行情況，對固定電價進行一定的浮動，鼓勵先進，懲罰落后，最終實現技術創新，投資成本的大幅下降，從而全面降低上網電價，減少政府財政補貼。最終實現和傳統能源的競爭，促進可再生能源的大發展。

電價執行以時間點為界限的固定電價，產生諸多不合理的現象。電價應該引導產業有序發展，提高生產效率，促進技術創新，然而，我國的光伏電價政策卻是以時間點和光照資源分區為依據的。就以時間點為例，2011年8月1日國家發改委下發通知，以當年12月31日并網發電的時間節點為界，制定全國統一的太陽能光伏發電標桿上網電價。

在青海，當年12月31日以前并網的光伏電站執行1.15元/千瓦時的上網電價，12月31日以后并網的光伏電站執行1.00元/千瓦時的上網電價，巨大的度電價差，導致了諸多光伏發電企業在2011年底的瘋狂的大干快上，一批質量不過關、運行不穩定、發電效率差但前期投資小、設備便宜的光伏電站倉促并網，僅青海海西地區就有約40家企業并網發電，容量超過100MW。一旦在12月31日前并網，就可以享受高電價，結果導致一些示范項目、優質項目和質量較差的項目處于一個價格平臺，未體現出價格的引導和效率作用。

對一些前期投入巨大、設備平質高、工程質量優先的光伏發電企業造成了一定的不公。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電項目以次充好套取國家補貼的現象。這種情況是的國內大量的光伏生產企業快速在光照資源富集地區跑馬圈地、搶占資源，將一些淘汰的落后的技術、設備、產品轉移過來，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的研發和應用。而這些質量較差光伏電站的不穩定運行行成了負荷沖擊給電網的安全穩定運行造成了巨大隱患。

3.4、光伏發電價格監管機制層面的問題及其原因

(1)主要問題

令電價監管不完善，電價執行過程存在監管無力的問題。電價的制定與日常的價格監管屬于不同機構，機構之間的溝通協調存在問題，出現信息的傳導機制不靈現象，例如作為市場監管機構的國家能源局，對于發現的價格違規問題，卻沒有相應的權力進行處理。而作為價格主管部門的國家發改委及其所屬的價格司、價檢司卻由于人手、精力原因，很少深入行業進行監督檢查。體制的缺陷給電價的制定和日常的價格監管造成了大量的矛盾和問題。

國家雖然制定了光伏發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，規劃的缺失，電力不能就地消納，電網建設的滯后，電力無法遠程送出，導致了西北地區棄光、棄風、棄水等現象的持續發生，造成了資源的極大浪費。目前在各級政府及電力監管機構共同努力下，只能基本做到保障性收購，全額收購至少在西北區域是短期內無法實現的，這對發電企業的經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，嚴重影響了企業的正常經營。同時監管體系、監管力量的局限性，導致了好的政策未必能很好的得到執行。

(2)原因分析

可再生能源電價規制部門權責不清。在我國的很多產業發展過程中都存在著規制機構眾多和職能交叉的現象，光伏發電等可再生能源產業也不例外。目前涉及光伏等可再生能源規制管理的部門有國家發改委、國家能源局、財政部等數個部門。包括光伏等可再生能源電力產業在內的中國電力產業，存在著政出多門、權責不清等問題，面對龐大的能源監管對象、監管的權威嚴重不足，規制的效率大打折扣。

同時由于管理效率低下、對中國光伏電價規制政策缺乏長遠的研究戰略、相關政策的制定在執行中缺乏協調，甚至部分脫離實際等。隨著2013年的機構改革，原國家電監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，我國電力行業的政監分離回歸為政監合一，但根據國家能源局“三定方案”可以看出，作為能源行業的行政主管部，電力市場的日常監管由國家能源局來實施，但卻不具有定價權，實質上電價的定價權還是在國家發改委手中。定價權是電力規制最核心的權力，缺少定價權的新國家能源局實際的工作權威和工作效果還有待進一步觀察。