近日，中国国家发改委向部分政府机构、相关光伏发电企业下发《关于完善光伏发电价格政策通知》的意见稿(以下简称《意见稿》)，对下一步光伏发电上网电价提出了新的实施方案。

　　与以往全国除西藏地区外统一上网电价的政策不同，新的《意见稿》根据各地太阳能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类太阳能资源区，制定了相应的标杆上网电价。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、脱硝电价，以下相同)的部分，仍然通过可再生能源发展基金进行补贴。

　　新的《意见稿》对分布式发电和大型地面电站发电进行了区分。分布式发电电价补贴为0.35元/千瓦时，补贴资金同样来自可再生能源发展基金，并由电网企业向分布式光伏发电项目转付。分布式光伏发电系统并入电网的电量，由电网企业按照当地燃煤发电标杆上网电价进行收购。分布式光伏电价将免收随电价征收的各类基金、附加以及系统备用容量和其他相关并网服务费。

　　《意见稿》还进一步明确了上网电价的执行时间，即电站自投入运营起执行20年。执行期满后，光伏电站按照当地燃煤机组标杆上网电价。国家相关部门也会根据光伏发电成本变化等因素逐渐调减光伏电站标杆上网电价和分布式光伏发电补贴标准。

　　通过招标等竞争方式确定光伏发电上网电价和电量补贴标准也是此次新的《意见稿》所明确鼓励的方式，但该文件补充到，“通过竞争方式形成的上网电价和电量补贴标准，不得高于国家规定的标杆上网电价和电量补贴标准。”

　　《意见稿》还对电网企业提出了要求，电网企业“要积极为光伏发电项目提供必要的并网接入、计量等电网服务，及时与光伏发电企业按规定结算电价。同时，要及时计量和审核光伏发电项目的发电量和上网电量，并根据其计量和审计结果申请电价补贴。

　　针对大型光伏发电标杆上网电价，《意见稿》针对四类地区给出了四个不同的上网电价，如下：

　　Ⅰ类资源区：0.75元/千瓦时，包含地区：青海海西、海北、果洛、玉树;

　　Ⅱ类资源区：0.85元/千瓦时，包含地区：新疆、宁夏、内蒙古、青海西宁、海东、海南、黄南、甘肃嘉峪关、武威、张掖、酒泉、敦煌、金昌、四川阿坝、甘孜、云南丽江、迪庆;

　　Ⅲ类资源区：0.95元/千瓦时，包含地区：北京、天津、黑龙江、吉林、辽宁、河北承德、张家口、唐山、秦皇岛、山西大同、朔州、忻州、陕西榆林、延安、云南省除二类地区外的其他地区，甘肃省除二类地区外的其他地区;

　　Ⅳ类资源区：1元/千瓦时，包含地区：除前面的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类地区外的其他地区。

　　此前，由中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会(CREIA)的多名专家组成的光伏电价测算工作组曾在2013年初向发改委递交了一份《光伏分区标杆电价和分布式光伏度电补贴标准测算》(下称《标准测算》)。在该文件中，首先对2013年1MW分布式光伏系统和10MW并网大型光伏电站的投资概算进行了详细分析，再根据运行方式和系统效率、各类损失的影响以及相应的太阳能资源分区和分区满发小时数，给出了2013年大型光伏电站合理电价以及分布式光伏系统补贴电价的测算。

　　在《标准测算》中，对于大型地面电站，四类资源的建议电价分别为0.8、0.9、1、1.1元/千瓦时;对于自发自用的分布式项目，建议自用光伏电价为1、1.15、1.25、1.35元/千瓦时，而对于分布式项目反送国家电网的电量，《标准测算》则建议除按当地脱硫电价收购外，再给予0.2元/千瓦时补贴。

　　从《意见稿》和《标准测算》的多个数据对比来看，发改委价格司对光伏电价的下调力度较大。将于近期发布的光伏上网电价和电价补贴政策或许仍将对价格进行适度的调整。