最近有媒体称，2016年中国光伏和风电电价调整方案已经获得国家发改委价格司和国家能源局审核，或将于不久后正式对外公布。根据媒体公布的信息来看，三类资源区的上网电价调整后分别为0.8、0.88、0.98元/千瓦时，下调幅度高于此前第一轮讨论稿中所拟定的价格。

今年10月份国家发改委下发了《关于完善陆上风电、光伏发电上网标杆电价政策的通知》(讨论稿)，其中规定，光伏方面一类和二类资源区2016年的电价分别是0.9和0.95元/千瓦时，并在之后四年逐年降三分钱，三类资源区2016年的电价为0.98元/千瓦时，之后四年逐年降2分钱;而根据媒体透露的信息来看，正式调整方案中的下调幅度，远大于此前的征求意见文件，并且只给出了2016年的电价。光伏并网电价的下调虽然激起业内一片浪花，但深究中国光伏上网电价规制，其实里面的门道还真的不小。

一、我国光伏发电价格规制的发展

1.1、我国电力行业价格规制改革及规制机构

2002年国务院以国发5号文的形式启动了新一轮电力体制改革，成立了两大电网公司，五大发电公司，此轮改革的一个显著标志就是“厂网分开、竞价上网”，，电价改革成为本轮改革的焦点之一。此后，我国于2004年先后出台了上网电价、输配电价、销售电价三个管理暂行办法。同时在东北、华东等地区开展了发电环节竞价上网的市场化改革，相继出台了差别电价、峰谷电价、脱硫电价、脱硝电价等节能环保电价政策，实施了可再生能源发电全额收购及建立分区标杆电价等一系列优惠政策。

从监管体制来说，我国电力行政管理和市场监管长期处于多头管理的状况。2002年，伴随着电力体制改革，国家电力监管委员会应运而生，2003年，国家发展计划委员会更名为国家发展和改革委员会，国家经贸委撤销，国家经贸委的电力管理职能分别划入国家发改委和国家电监会，但电价制定权仍属于国家发改委。2013年新的国务院机构改革后，撤销国家电监会和原国家能源局，进行职能整合组建新的国家能源局，成为受国家发改委管理的国家局。新成立的国家能源局作为事实上的行业行政管理部门和市场监管机构，也只负责提出有关电价调整的建议，而对电力行业的主要的发、输、配、售电价格没有决定权。电力管理职能和电价规制及日常监管分散在国家发改委、国家能源局、财政部、国资委、环境保护部等多个部门，而各个部门多是从部门的自身利益出发进行管理，部门之间缺少协调性。总之，从公共管理的角度来看，目前我国的电力定价体制和监管体制还很大的改进空间，需要在改革过程中不断的调整和完善，从而彻底解决规制难题，消除“九龙治水”的局面。

1.2、我国光伏发电定价规制历程

电价制度是从电力成本回收角度采取的不同电价计费形式和方法。发电侧定价机制就是定价方式方法的制度化。上网电价通俗地讲就是独立发电企业向购电商(电网企业)提供上网电量时进行结算时的价格。价格机制也就是市场价格的形成和运行机制，价格机制包括价格的形成机制(即定价机制)和调节机制。我国发电侧电力市场的定价方式主要有以下三种，分别是：政府定价、协议定价和竞价上网。

(1)政府定价

政府定价是指由政府价格主管部门(国家发改委)，按照电力价格制定的权限和范围所拟定的价格，也称做国家定价。

在市场经济条件下，普通商品的价格完全交由市场决定，政府定价只存在于国计民生的重要物资、产品及其他法律明确规定的特殊商品之中，例如石油、电力等能源产品。

目前在发电侧上网电价中，以火电为例，政府定价主要实行分省标杆电价制度，企业发电量越多，收益越好。这种固定电价造成的结果是不利于发电资源的优化配置，电源投资者往往对主力发电机组为主的电源感兴趣，却对调峰机组电厂没有投资热情，不利于电网的最优化经济调度。在当今电源投资主体多元化的背景下，由于电网企业的独买独卖、强势垄断，政府有关部门监管职能分散或单一，行业各主体间存在着严重的信息不对称，导致政府标杆电价方式已与现实情况不相适应了。

(2)协议定价(大用户直购电)

原国家电监会大力推进的大用户直购电工作就属于协议定价。大用户直购电，是指发电厂和电力大用户之间自主协商确定购电量和购电价格，然后委托电网将协议电量由发电厂直接输送到电力大用户，并向电网支付相应的输电费用服务的直接交易形式。电网企业在此过程中类似于高速路，只收取过路费。大用户直购电形式，可以在直接降低电力用户的电力成本，同时，发电企业也增加了机组发电小时数，提高了发电量。

通过研究，有学者指出实行大用户直接供电有利于推进发电侧的改革，进而打破电网企业的垄断并开拓电力市场，是电力市场改革的重要选项。直购电工作是对现行电力销售、运行机制的一种改革尝试，我国已在吉林、广东等地开展了有益探索，虽然交易电量有限，且受各方掣肘较大，但其已然在发电和售电侧引入竞争机制，打破了电网公司独家买卖电力的格局，极具标志意义;同时通过扩大试点，有利于探索建立合理的输配电价，为未来的输配分开改革打下基础，有利于新型电力市场的建立。

(3)竞价上网

竞价上网方式是指在政府的监控管理下，发电企业按照相关规则进行报价，最终通过互相竞争确定中标价。

由于竞价上网定价方式是各种定价方式中最复杂的定价方式，其牵涉的影响因素太多，若实践操作中一旦存在规则漏洞，就会产生恶性竞争。竞价上网的目的就是要通过同类主体间的理性竞争来降低电价，提高服务质量，节省社会成本。虽然如此，但我国目前还没有推广竞价上网政策，发电侧几乎全部执行标杆电价政策。

目前世界各国促进可再生能源产业发展的电价(含太阳能、风能、生物质能等)政策主要有：一是实行固定电价，采取政府补贴及优惠政策，如电价补贴和税收优惠政策;二是实行可再生能源的配额制;三是绿色证书制度等。以上制度的施行在当时均促进了所在国的电源优化和可再生能源的发展。

同时，上述制度也都为我国的可再生能源上网电价定价机制发展和完善提供有益的参考，经过近些年的探索和发展，通过不断的尝试和调整，目前我国也逐渐形成了自己特色的定价机制。

我国可再生能源开发利用起步较晚，价格规制政策也一直在摸索中。直到2009年修订后的《中华人民共和国可再生能源法》第十九条对于有关可再生能源价格管理做出了规定“可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整。上网电价应当公布。”

我国的可再生能源价格规制根据能源特点不同，走了几乎相同的道路。如风力发电项目的上网电价在2009年8月1日以前，实行由国务院价格主管部门按照招标+核准的模式确定;2009年7月，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》(发改价格「2009]1906号)明确分四个资源区分别制定了陆上风电标杆电价。

我国的太阳能光伏发电最初实行的也是特许权招标定价(2009年前)，即由政府通过对特定的某个光伏项目进行公开招标来确定发电项目的开发者(一般是低价中标)。例如2009年在国内第一个光伏发电特许权招标项目中，中广核太阳能公司通过投标，成功中标甘肃敦煌光伏电站项目即属此类。其实质是通过在发电建设端的市场竞争来降低成本，发现价格，为现行的固定电价机制做政策储备和前期准备。随着技术进步、原料价格的下降(2009年左右多晶硅价格从500美元/公斤暴跌至不足100美元/公斤)及政府补贴使光伏发电初始投资成本大幅度下降，及时对原有定价机制进行调整，实行固定电价制在当时则是大势所趋。2009年，江苏省出台《江苏省光伏发电推进意见》，在国内首次宣布对光伏发电实施固定电价政策，这对国内光伏上网发电形成了重要的示范效应，引起了业内广泛关注。

随着时间的推移，光伏发电产业迅速发展，为适应新形势，国家发改委于2011年8月1日下发通知，以当年12月31日并网发电的时间节点为界，制定全国统一的太阳能光伏发电标杆上网电价，分别执行1.15元/千瓦时和1.0元/千瓦时的上网电价。随即山东、青海等地方也出台了相关辅助政策。固定电价的实行大大推进了光伏产业的发展。经过两年的发展，在国家政策的扶持下，由于建设成本的持续下降，技术革新快速发展，建设规模的迅速扩大，2013年8月26日，国家发改委在《国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》(发改价格[2013]1638号)中再次对太阳能光伏上网标杆电价进行了调整，即根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为三类太阳能资源区，相应制定新的光伏电站标杆上网电价，详见表1。西北区域按照光照资源地区I类、II类划分，分别执行0.90元/千瓦时(含税)、0.95/千瓦时(含税)的标杆电价。通知同时明确规定光伏电站标杆上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫等环保电价)的部分，通过可再生能源发展基金予以补贴(即政府补贴)。

虽然目前我国太阳能发电上网定价政策是由国务院价格主管部门(国家发改委)按照合理成本加合理利润的原则制定;但是公众对于标杆电价的形成机制缺乏了解、加上现行的电价形成机制本身存在的不足、制定过程的封闭性、征求意见的局限性，给现行太阳能发电定价机制改进提出了新的要求。

1.3、我国光伏发电定价的影响因素

我国太阳能发电发展程度相对较低，开发利用时间还比较短，相应的价格仍相对较高，现阶段对太阳能发电定价的影响因素主要有以下几点：

(1)资源察赋条件。我国幅员辽阔，横跨多个地理纬度，太阳能资源极不平衡，对于光伏发电而言，太阳能资源的影响极为重要，平均光照强度、光照时间以及天气气候都会对光伏发电产生影响。而这些因素最终都会反映到电价上。例如不同建设地点投入相同的成本，但产出却会差距较大，规模效益差距明显，会严重的影响投资有效性和收益率。

(2)光伏电厂建设成本。虽然我国多晶硅、单晶硅产量、光伏电池组件产能均居世界前列，但由于光伏发电设备的核心部件国产化程度还较低，关键技术没有完全掌握，部分部件还要依赖进口，同时由于国产设备良芳不齐，设备质量存在差异，导致的光电转换效率衰减率、设备预期寿命等因素都会推高成本，以土地资源为例，东部地区土地成本高，西部荒漠、戈壁地区的土地成本就低。设备组件成本、土地资源成本、配套电力输送工程等建设成本的高低都会严重影响固定电价制度下的利润空间。

(3)政策扶持。作为绿色新能源，光伏产业发展之处，由于其发电成本远超过常规能源发电，完全市场化运作不现实，为促进产业发展壮大，国家在税收、贷款等方面都会给与极大的补贴扶持力度。政府补贴的额度、补贴时限及补贴兑现的时间等这些因素都会影响电价。

(4)技术升级。光伏组件原材料比如多晶硅生产价格的走向、技术革新的程度、光电转换效率的提高、发电组件运行寿命的长短、大容量储能设备的研制和商业化使用等也会对的光伏发电价格造成较大的影响。

(5)就近消纳和送出工程是否受限。我国大规模光伏电站一般都建设在偏远地区，远离负荷中心，就近消纳存在着极大的困难，而作为配套的送出工程往往不能及时建设，或者送出工程造价过高，导致电力送出受限，或送出线路过长引起的电力线路能量损失多少，对企业预期收益造成影响。这些都应该是定价过程中应考虑的因素。

(6)技术条件。由于太阳能发电的非持续性，导致对电网的稳定运行造成一定的影响，为避免对正常的经济生产和日常生活造成影响，因此就需要相应的火电、水电等常规能源提供备用容量及调频调峰等辅助服务，这些辅助服务的提供需要进行一定的经济补偿，一旦纳入辅助服务考核，将对光伏发电企业的收益造成影响。

(7)替代能源价格。光伏发电未来是作为常规化石能源的替代能源的形式出现并发展的，替代能源价格的浮动引起常规电力上网价格的波动会对产业发展及光伏上网电价的制定造成影响。

二、我国光伏发电价格的规制现状

2.1、光伏发电发展现状

我国光伏发电产业开发潜力巨大，首先光伏发电可以缓解当前的能源短缺问题，其次光伏发电过程不会带来常规能源所产生的环境污染问题。光伏发电作为一种新型能源模式，加上其具有清洁环保的发电方式，较低的市场进入门槛，没有庞大复杂的大型发电设备，不需要太多的运行管理人员等优点，光伏发电产业在世界各国越来越多得到了发展。新世纪以来的短短几年，我国光伏发电产业从无到有迅速发展，无论光伏电池组件产量、还是光伏发电装机容量均己位居世界前列。截至2013年底，全国22个主要省(自治区、直辖市)已累计并网741个大型光伏发电项目，主要分布在我国西北地区。累计装机容量排名前三的省份分别为甘肃省、青海省和新疆自治区，分别达到432万千瓦、310万千瓦和257万千瓦，三省(区)之和超过全国光伏电站总量的60%。各省(自治区、直辖市)光伏电站装机情况见表2、图20。

根据国家能源局最新统计信息显示：截止2014年，我国全年光伏发电累计并网装机容量28050MW，同比增长60%，其中，光伏电站23380MW，分布式4670MW。光伏年发电量约250亿千瓦时，同比增长超过200%02014年，全国新增并网光伏发电容量10600MW，约占全球新增容量的四分之一，占我国光伏电池组件产量的三分之一，实现了年均增长1000万千瓦的目标。

就西北地区的发展情况初步统计，截止2014年底，全网光伏发电总装机14734MW，占总装机的8.9%;以青海省为例，截至2014年底，其光伏电站总装机已达到4288.8MW，占全省总装机的23.27%，2015年，青海省还有1030MW的光伏电站并网发电。而预计西北全网将有136座光伏电站并网发电，共计新增发电容量5528MW。

2.2、西北区域太阳能等可再生能源价格规制情况

技术进步是光伏发电大规模开发和利用的重点，但电价问题才是促进光伏发电快速发展的关键，光伏发电的电价规制事实上是典型的价格规制问题。虽然经过了数年发展，但我国光伏发电产业仍处于产业初始发展阶段，虽然经过持续的技术革新，成本较以前有了大幅下降，但其实际的发电成本仍高于传统常规能源成本，光伏上网电价还不足以和常规能源在同一平台进行直接竞价，还需要继续对其进行价格规制，以保障和促进光伏发电产业的生存和发展，保障性的价格规制政策是现阶段应该继续处于主导地位。由于西北区域光伏发电规模很大，所以以其为例针对光伏电站上网电价进行研究就具有代表性。

●可再生能源发电电费(补贴)结算情况

目前，风电、光伏发电标杆上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地省级电网企业负担、结算;高出部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。西北地区各省脱硫燃煤机组标杆上网电价分别为：陕西0.3974元/千瓦时、甘肃0.3343元/千瓦时、青海0.3540元/千瓦时、宁夏0.2886元/千瓦时、新疆0.2500元/千瓦时。各省级电力企业对应承担的火电标杆电价部分按月进行及时、全额支付。风电、光伏发电电价附加补助资金自2012年起按照财政部《关于印发<可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法>的通知》(财建[201幻102号)执行，原则上实行按季预拨、年终清算。西北地区各省级电网企业积极协助发电企业向省级财政部门上报可再生能源电价附加补助申请，在收到财政拨付的补助资金后，及时、全额支付给发电企业。以宁夏电力公司为例，2013年1-5月，宁夏公司分3批共支付辖区可再生能源电价附加资金补助84454万元，缓解了可再生能源发电企业资金紧张的困境。2013年7月国家财政部印发了《关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》(财建【2013】390号)，改进光伏电站、大型风力发电场等补贴资金管理，简化有关程序，加快资金拨付速度;并规定了分布式光伏发电项目按电量补贴的实施办法。8月，国家发改委一步明确了分布式光伏发电的电价补贴标准。但由于西北区域分布式光伏发电发展缓慢，总装机容量有限，通过可再生能源发展基金补贴的费用占比很小。

●可再生能源发电税收优惠政策

企业所得税方面，根据国家财政部《关于深入实施西部大开发战略有关税收政策问题的通知》(财税【2011】58号)规定，西北地区可再生能源发电企业享受企业所得税“两免三减半”以及西部地区的鼓励类产业企业减按15%的税率征收企业所得税的优惠政策。

在增值税方面，根据财税【2008】156号文件要求，西北地区在运风电享受增值税即征即退50%的政策。且根据国家税务总局2013年第3号公告，自2013年2月1日起可再生能源企业获得的电价附加补助资金属于中央财政补贴，不再征收增值税。

2.3、我国光伏发电价格规制存在的主要问题及其原因

从光伏发电来看，我国目前的太阳能分区定价机制只对区域光照强度进行了粗略划分，对光伏电站的建设投资成本考虑不够，分区电价的制定不够细致，使得同样投资西北光伏发电上网价格目前西北地区光伏发电上网电价均按照国家发改委《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》(发改价格【2011】1594号)执行，即：2011年7月1日以前核准建设且2011年12月31日建成投产的太阳能光伏发电项目，标杆上网电价为1.15元/千瓦时;其他项目标杆上网电价为1元/千瓦时。

而2013年9月1日后备案(核准)，以及2013年9月1日前备案(核准)但于2014年1月1日及以后投运的光伏电站项目将按照国家发改委《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》(发改价格【2013】1638号)执行分区标杆上网电价政策，根据光资源优劣分为0.9元/千瓦时、0.95元/千瓦时和1元/千瓦时三种标杆上网电价。成本的企业受益区别较大，同样不仅仅如此，对于不同地区的建设土地资源与成本、电力消纳能力、产业聚集度等都没有做细致深入的研究，对光伏发电的边际成本考虑不到位，导致电价并没有真正的成为引导企业发展的标准，未能合理反映处光伏发电实际的成本和合理的利润。随着技术的进步，发电成本的降低，并没能使政府及时的进行上网电价的调整，降低了财政资金的使用有效性。从价格制定和监管的思路和措施上分析，过于强调对光伏产业的保护性监管，在激励性监管措施方面做的还远远不够，事实上造成了既破坏环境，又浪费了资源。

下面从光伏发电定价策略、规制体系、监管机制三个层面对我国光伏发电价格规制存在的主要问题和原因进行分析。

三、光伏发电定价策略层面的问题及其原因

3.1、主要问题

今电价政策制定调整法律不完善，政策的稳定性不够，我国从2011年到2013年，两次调整降低了标杆电价，对企业的投资积极性产生了极大的影响。同时调整的依据、力度、时间节点等均是以国家发改委的一纸通知来确定，没有从法律和制度的层面确定明确的调整依据和规范程序，现行的调整制度，使得企业无法进行投资预期，对企业的正常经营往往会造成很大的冲击。

国家虽然制定了光伏发电等可再生能源全额收购办法，但由于没有配套的鼓励性措施和政府政策支持，规划的缺失，电力不能就地消纳，电网建设的滞后，电力无法远程送出，导致了西北地区弃光、弃风、弃水等现象的持续发生，造成了资源的极大浪费。目前在各级政府及电力监管机构共同努力下，只能基本做到保障性收购，全额收购至少在西北区域是短期内无法实现的，这对发电企业的经营效益造成了巨大影响。

3.2、原因分析

规制政策的滞后和不完善。现行的《电力法》和《价格法》实行了近20年，已远远不能满足现实情况的需要。如作为独立电力监管机构的国家电力监管委员会是在2002年才成立，2005年颁布的《电力监管条例》中，为了避免与其他现行的有关法律法规等上位法相抵触，为了更好的衔接，对电价监管只做了原则性规定，且没有配套的实施细则作支撑，在实践工作中缺乏具体的可操作性，在由全国人大及其常委会制定的法律中，没有任何法律层面的条文来支撑它开展电价监管工作。在电价监管方面，电监会一直作为一个弱势的监管机构尴尬的存在着。又如2005年出台了《可再生能源法》(2009年进行过修改)，对各部门职责进行了规定，例如国家发改委的负责有关可再生能源项目审批、价格等职能等。

但没有任何一个部门能进行有效统筹、监管和协调关乎可再生能源发展的资源普查、规划发展等事项。而且有关政策制定和项目决策征求意见不充分，信息不透明，缺乏公开性，配套政策不完善等也是造成《可再生能源法》统一规制执行不力的原因。在《可再生能源法》规制中普遍存在责任不清，职能相互交叉的问题。各监管主体往往只看重对自身有利的方面、根据各自习惯和喜好进行管理，例如发改委偏重于用传统的项目审批方式来进行市场调节，对公共利益的考虑在某些时候有意无意的被放在了次要位置。《可再生能源法》条文原则性的规定比较普遍，在具体实践中不容易操作。同时价格调整的不稳定性和定价机制、测算过程的不透明性，导致国家发改委多次以一纸文件形式进行上网电价调整而广受业界垢病。

缺乏光伏电价规制政策的后评估制度。光伏电价规制政策绩效如何，电价规制部门、监管机构很少进行认真评估，即使是业内人士，也很少有人进行专门研究。除了原电监会每年定期主动发布有关监管报告，就电价政策执行情况进行披露，粗略的指出问题并提出监管意见外，几乎没有其他部门主动进行政策后评估并公布评估结果。电价政策的调整往往是社会环境、经济形势、改革压力、产业发展状况等原因集合促使电价规制部门开展相关工作，价格规制部门很少主动去调整规制政策。

从总体来说，我国对电价规制政策的效果、政策合理性、绩效等情况以及与相关政策的比较是否达到了预期目的，是否最大程度的保证了公共利益，是否存在继续调整的空间等等都缺乏相应的后评估制度，导致了公众知情权的缺失。同时因为光伏发电价格规制权力分散，规制主体责任不清，致使有关部门只要完成份内工作，在原则和实施过程中不出差错即可，具体细化的政策绩效评价基本都未纳入规制部门视线。《可再生能源法》也是如此，法律的执行缺乏明确的、规范化的报告评价制度和体系，整个社会公众对电价规制的知情权也得不到保证，同样不利于可再生能源电力的长远发展。

3.3、光伏发电价格规制体系层面的问题及其原因

(1)主要问题

●上网电价的定价机制方面存在不合理性，单一的固定电价制度往往不能及时反映实际的情况，电价的调整往往滞后于发展情况，造成政府财政补贴浪费。

●不同地区上网电价一刀切现象严重，即使目前的固定电价制度，对全国的光照资源划区不尽合理，资源分区过于粗放，没有统筹仔细考虑光照强度和光照时间、投资成本之间的关联度，没有形成合理有效价差体系。对企业而言，也未能形成合理的投入与产出比。

●补贴缺乏地区针对性，对于以水电为主的地区(例如青海)电网企业来说，以当地火电标杆电价为基准进行电价超出部分的价格补贴，导致政府补贴的不足部分需要电网企业负担，严重影响了电网企业的利益和经营效益，导致其不愿意或寻找各种理由规避、故意拖延收购可再生能源。

(2)原因分析

电价规制政策的制定粗放单一，针对性不足。目前中国对风电、光伏等可再生能源的上网电价制定了类似的电价规制政策。都是先开展特许招标竞价上网，后又试行固定电价(标杆电价)政策。光伏发电上网电价政策也一样，最初实行的是特许权招标定价(2009年前)，随后以2011年12月31日并网发电的时间节点为界，制定全国统一的光伏发电标杆上网电价。2013年8月26日，国家发改委再次对太阳能光伏上网标杆电价进行了调整，将全国分为三类太阳能资源区，分区制定相应的光伏电站上网标杆电价。截至目前，不仅风电、光伏发电，而且潮汐能发电和地热能发电项目等可再生能源发电全部实行了固定电价政策。

但是，固定电价规定依然比较粗放，没有考虑各省实际情况进行分省制定，补贴政策的一刀切，结果就对不同的地区产生不同的影响，有些甚至是导致电网企业比较大的亏损问题出现，以青海省为例，国家目前对当地光伏发电试行固定电价，上网电价以1元/千瓦时为例，以当地火电标杆电价为标准，对超出部分电价向电网企业进行补贴，当地火电标杆电价(含脱硫电价)为0.354元/千瓦时，即每电网企业每收购一度太阳能电力，国家就给电网企业补贴0.655元，从这个角度看，无论电网企业收购可再生能源还是火电，均没有任何损失，但是青海省却是以水电为主的省份，其黄河上游拉西瓦、积石峡、公伯峡等几大水电站每度电的收购价格均0.23元，龙羊峡水电站的收购电价更低，但是光伏补贴却是以当地火电标杆电价为基础的，所以，电网企业每收购一度太阳能电力，就相当于自己要背负约0.12元的损失，2013年，青海省电力公司全年还是盈利的，但是，2014年由于太阳能发电的迅猛发展，法律要求的可再生能源全额收购，导致青海省电力公司全年亏损约3亿元。这给电网企业带来严重的经营困难，同时使电网企业不愿意大量的接纳太阳能等新能源。

单一的固定电价机制，使得在市场运行过程中，没有了就势调整的弹性，近几年光伏产业发展速度及规模超出了电价规制部门的预期，为了保证政策的稳定性，就丧失了灵活性，未能及时调整的价格规制政策，往往造成了盲目投资和资源浪费，同时也使可再生能源发展基金的补贴投向、额度出现了偏差。

配额制在我国也是刚刚引入可再生能源领域，目前还不完善，正在征求各方意见中，绿色电力还未深入人心，同时可交易的绿色证书政策还没有采用，发达国家的经验告诉我们配额制和可交易绿色证书政策能大力促进光伏发电产业发展。另外中国往往是以火力发电的标准为基础来制定其他能源电力价格的。实际上这对不同技术类型的可再生能源成本特性并补偿其超额成本并不具有参考性，并且会对光伏发电产业的技术进步和维护其自身利益带来负面影响。

光伏电价规制政策应立足于国情实际，要能促使中国从光伏大国向光伏强国转变。尽管光伏发电可替代部分常规电力，整体上有利于节能减排，起到保护环境的效果，但是，但是由于其发电的不稳定性，对供电的安全造成影响，同时也会对电网造成一定的频率污染，往往会出现光伏输送“瓶颈”发生弃光现象。而电价规制政策却未涉及光伏发电的技术特点，没有采用分时电价，并且规划落后，没有从全国和各地域的用电特点和能源结构出发进行合理布局。同时规制部门视野不够超前，对于光伏发电产业的发展进程预估不足，对产业技术进步速度考虑不够，导致价格规制政策不具有前瞻性。

定价机制缺乏相应的行业规范和技术标准做辅助。太阳能光伏发电产业科学发展，在公共政策的运用上，必须实现由保护性监管向激励性监管的转变，当前的太阳能光伏发电事实上是以保护性监管为主，旨在保护光伏发电企业的投资积极性和盈利的逾期，由于光伏产业是近年来迅猛发展的新兴产业，技术进步迅速，生产成本下降较快，光伏电站建设进入门槛较低，而我国对于光伏产业的行业规范、技术标准基本上处于缺失状态，无论质量好坏均享受着同样的电价政策和补贴及税收优惠，不分产品质量和资源利用率的统一定价机制在现实中已经体现出其落后的一面。

2013年以后，国家能源局、工信部等部门才陆续出台一些技术标准，但在有关规范、标准的细节上还存在较大的不足，随着技术的发展、生产成本的大幅下降，光伏发电的定价机制就可以实现由保护性向激励性监管转变。即将统一定价基础上根据不同发电项目行业规范和技术标准执行情况，对固定电价进行一定的浮动，鼓励先进，惩罚落后，最终实现技术创新，投资成本的大幅下降，从而全面降低上网电价，减少政府财政补贴。最终实现和传统能源的竞争，促进可再生能源的大发展。

电价执行以时间点为界限的固定电价，产生诸多不合理的现象。电价应该引导产业有序发展，提高生产效率，促进技术创新，然而，我国的光伏电价政策却是以时间点和光照资源分区为依据的。就以时间点为例，2011年8月1日国家发改委下发通知，以当年12月31日并网发电的时间节点为界，制定全国统一的太阳能光伏发电标杆上网电价。

在青海，当年12月31日以前并网的光伏电站执行1.15元/千瓦时的上网电价，12月31日以后并网的光伏电站执行1.00元/千瓦时的上网电价，巨大的度电价差，导致了诸多光伏发电企业在2011年底的疯狂的大干快上，一批质量不过关、运行不稳定、发电效率差但前期投资小、设备便宜的光伏电站仓促并网，仅青海海西地区就有约40家企业并网发电，容量超过100MW。一旦在12月31日前并网，就可以享受高电价，结果导致一些示范项目、优质项目和质量较差的项目处于一个价格平台，未体现出价格的引导和效率作用。

对一些前期投入巨大、设备平质高、工程质量优先的光伏发电企业造成了一定的不公。这种标杆电价的制定存在着巨大的不公平，同时造成了巨大的资源浪费和鼓励了发电项目以次充好套取国家补贴的现象。这种情况是的国内大量的光伏生产企业快速在光照资源富集地区跑马圈地、抢占资源，将一些淘汰的落后的技术、设备、产品转移过来，这种急功近利的做法造成了资源的大量消耗和浪费，从另一个方面抑制了新技术的研发和应用。而这些质量较差光伏电站的不稳定运行行成了负荷冲击给电网的安全稳定运行造成了巨大隐患。

3.4、光伏发电价格监管机制层面的问题及其原因

(1)主要问题

令电价监管不完善，电价执行过程存在监管无力的问题。电价的制定与日常的价格监管属于不同机构，机构之间的沟通协调存在问题，出现信息的传导机制不灵现象，例如作为市场监管机构的国家能源局，对于发现的价格违规问题，却没有相应的权力进行处理。而作为价格主管部门的国家发改委及其所属的价格司、价检司却由于人手、精力原因，很少深入行业进行监督检查。体制的缺陷给电价的制定和日常的价格监管造成了大量的矛盾和问题。

国家虽然制定了光伏发电等可再生能源全额收购办法，但由于没有配套的鼓励性措施和政府政策支持，规划的缺失，电力不能就地消纳，电网建设的滞后，电力无法远程送出，导致了西北地区弃光、弃风、弃水等现象的持续发生，造成了资源的极大浪费。目前在各级政府及电力监管机构共同努力下，只能基本做到保障性收购，全额收购至少在西北区域是短期内无法实现的，这对发电企业的经营效益造成了巨大影响。电价补贴不能及时到位，往往延迟一两个月甚至更长时间才能兑付，严重影响了企业的正常经营。同时监管体系、监管力量的局限性，导致了好的政策未必能很好的得到执行。

(2)原因分析

可再生能源电价规制部门权责不清。在我国的很多产业发展过程中都存在着规制机构众多和职能交叉的现象，光伏发电等可再生能源产业也不例外。目前涉及光伏等可再生能源规制管理的部门有国家发改委、国家能源局、财政部等数个部门。包括光伏等可再生能源电力产业在内的中国电力产业，存在着政出多门、权责不清等问题，面对庞大的能源监管对象、监管的权威严重不足，规制的效率大打折扣。

同时由于管理效率低下、对中国光伏电价规制政策缺乏长远的研究战略、相关政策的制定在执行中缺乏协调，甚至部分脱离实际等。随着2013年的机构改革，原国家电监会和原国家能源局进行了合并，新成立的国家能源局的职能也有了新变化，我国电力行业的政监分离回归为政监合一，但根据国家能源局“三定方案”可以看出，作为能源行业的行政主管部，电力市场的日常监管由国家能源局来实施，但却不具有定价权，实质上电价的定价权还是在国家发改委手中。定价权是电力规制最核心的权力，缺少定价权的新国家能源局实际的工作权威和工作效果还有待进一步观察。