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(yīng)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，太陽能資源較不平衡，對于光伏發(fā)電而言，太陽能資源的影響較為重要，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。而這些因素較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)出卻會差距非常大，規(guī)模效益差距明顯，會嚴重的影響投入資金有效性和收益率。
　　
　　（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(dǎo)致的光電轉(zhuǎn)換效率衰減率、設(shè)備預(yù)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較大的補貼扶持力度。相關(guān)部門補貼的額度、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)電價格造成非常大的影響。
　　
　�。�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，就近消納存在著較大的困難，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(dǎo)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(yù)期收益造成影響。這些都應(yīng)該是定價過程中應(yīng)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(dǎo)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(yīng)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(wù)，這些輔助服務(wù)的提供需要進行一定的經(jīng)濟補償，一旦納入輔助服務(wù)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(dāng)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(fù)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�。ㄗ灾螀^(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，三省（區(qū)）之和超過全國光伏電站總量的60%。各省（自治區(qū)、直轄市）光伏電站裝機情況見表2、圖20。
　　
　　根據(jù)國家能源局較新統(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，約占大部分國家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(biāo)。
　　
　　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(yù)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)域太陽能等可更新能源價格規(guī)制情況
　　
　　技術(shù)進步是光伏發(fā)電大規(guī)模開發(fā)和利用的要點，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(yīng)該繼續(xù)處于主要地位。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。
　　
　　●可更新能源發(fā)電電費（補貼）結(jié)算情況
　　
　　目前，風(fēng)電、光伏發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價在當(dāng)?shù)孛摿蛉济簷C組標(biāo)桿上網(wǎng)電價以內(nèi)的部分，由當(dāng)?shù)厥〖夒娋W(wǎng)企業(yè)負擔(dān)、結(jié)算；高出部分，通過全國征收的可更新能源電價附加分攤解決。西北地區(qū)各省脫硫燃煤機組標(biāo)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(yīng)承擔(dān)的火電標(biāo)桿電價部分按月進行及時、全額支付。風(fēng)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)<可更新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(yù)撥、年終清算。西北地區(qū)各省級電網(wǎng)企業(yè)積較協(xié)助發(fā)電企業(yè)向省級財政部門上報可更新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)可更新能源電價附加資金補助84454萬元，緩解了可更新能源發(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(fēng)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(biāo)準(zhǔn)。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，通過可更新能源發(fā)展設(shè)立資金補貼的費用占比很小。