对分布式光伏，建议由电网公司按照项目所在地的售电峰值电价全部收购，电网公司可收取0.1元/千瓦时过网费，不区分资源区补贴，维持0.42元/千瓦时的国家补贴不变。
目前有的组件价格已降到3元/W以下，而上半年的低价还在3.8元左右，这就意味着申报电价下降近1毛钱。其中，昌盛日电和华电内蒙报出了0.52元的申报电价，这是继山西阳泉领跑者项目协鑫新能源控股报出0.61元的度电价格后又一次刷新了电价新低。
再创新低日前，内蒙古发布公示称，天合光能、华电内蒙、昌盛日电等12家企业进入包头光伏领跑者基地项目投资商公示名单。在那次会议上，多位企业负责人预测了包头项目的价格。这反映了光伏行业产能过剩，竞争激烈程度。但是这不仅给企业本身带来经营压力，或将带来业内的一次洗牌。共12个项目，其中，示范项目11个，7个是10万kW项目、4个是5万kW。
另外一个重要原因就是组件的价格近期下降较快。组件价格下降一毛钱，电价就会下降一毛钱。如企业出于发展战略布局需要，个别项目哪怕赔本，对他们来说也是值得投入的。
2、减少煤电脱硫脱硝和除尘补贴，弥补可再生能源基金截至2016年上半年可再生能源拖欠补贴累计达550亿元以上，按最新的可再生能源附加基金、国家十三五可再生能源规划，及上述的建议上网电价简单计算，到2020年可再生能源的年度缺口在400~600亿元。(作者系北京鉴衡认证中心主任)。9月29日，国家发改委一则《关于调整新能源标杆上网电价的通知(征求意见稿)》，拟大幅下调光伏电价，引发各种争议。通过改变补贴方式，改善当前全国分布式光伏发展不利的现状。
若以国家发改委征求意见稿Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区0.2、0.25、0.3元/千瓦时的补贴标准，很难达到行业要求的资本金内部收益率水平。作为一种可交易、能兑现为货币的凭证，它既可以作为可再生能源发电的计量工具，也可以作为一种转让可再生能源的环境效益等正外部性所有权的交易工具。
四、电价调整应转变对补贴过高的认识光伏电价的确比煤电电价高，但煤电价格并不是其完全成本的体现，未体现其环境污染及因环境污染带来的民众健康等隐性成本。二、电价调整应以确保产业健康发展为宗旨光伏作为我国鲜有的能引领全球发展的战略性新兴产业，对拉动就业提振经济和带动我国产业优化升级意义深远。但我国适合发展分布式光伏的区域，多位于Ⅱ类、Ⅲ类等资源条件不是很好区域，且投资方要承担诸如贷款利率上浮、电费收取较难、屋顶使用不确定等比地面电站更多风险。作为对比，2015年度可再生能源补贴仅有500多亿元，金额远小于对煤电的补贴。
但可再生能源的发展离不开政策支持，补贴政策能避免传统能源对产业格局的锁定效应，通过拉动投资规模，推动可再生能源技术进步和成本逐步下降，最终成为主流能源。今年年初，国家能源局已提出了建立可再生能源开发利用目标引导制度，建议在此基础上，强化各地方政府能源发展规划编制及实施，将可再生能源目标列入约束性指标，使其在能源规划、建设、运行中统筹可再生能源发展，为可再生能源预留出应有的空间，并严肃考核制度。建议将对Ⅰ类、Ⅱ类资源区域上网电价调整为0.65元/千瓦时、0.75元/千瓦时，Ⅲ类资源区域将电价调整为0.85元/千瓦时，以应对投资收益对发电量变化的敏感。煤电除了环境成本没有计算之外，也在享受国家的大量补贴。
五、相关建议电价调整不能以一个或者几个招标的短期成本为依据，不同项目成本构成有较大差异，而且除了收益指标之外，投标的不同企业还会有其他的决策考量。若以国家发改委征求意见稿Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区光伏上网电价0.55、0.65、0.75元/千瓦时测算，远不能满足行业普遍资本金内部收益率10%的最低要求，光伏的投资热情将受到重挫。
另外，分布式光伏是未来电力系统的重要组成部分。按国家规划，十三五末光伏并网装机要达到1.5亿千瓦的规模，即到2020年前，年新增装机规模要保持在约2000万千瓦左右。
绿证是对可再生能源发电方式予以确认的一种指标。从另一角度讲，通过要求煤电企业购买绿色证书，也能推动煤电外部成本内部化，提高可再生能源的竞争力。如果大幅下调电价，将严重影响利润水平，进而打破行业的发展节奏，不利于行业健康持续发展。而且，《巴黎协定》目前已被全球70多个国家正式批准，将于11月4日正式生效，此时下调电价更应慎重考量。一、电价调整应以实现国家承诺为出发点今年9月，十二届全国人大常委会第二十二次会议表决通过了全国人大常委会关于批准《巴黎协定》的决定。如果把这些隐形成本包括在内，煤电价格将增加1~2倍，立刻失去竞争力
作为一种可交易、能兑现为货币的凭证，它既可以作为可再生能源发电的计量工具，也可以作为一种转让可再生能源的环境效益等正外部性所有权的交易工具。4、用市场化手段积极推进可再生能源补贴方式改革从全球经验看，绿色电力证书(绿证)交易机制是一种有效的市场化激励方式。
如果大幅下调电价，将严重影响利润水平，进而打破行业的发展节奏，不利于行业健康持续发展。目前，我国光伏产业体系已相对完善，带动就业165多万人;总并网容量近8000万千瓦，居世界第一位;上半年电池片、组件出货量均居世界第一位;核心技术进步明显，光伏转化效率屡创世界新高，各种创新技术层出不穷。
对分布式光伏，建议由电网公司按照项目所在地的售电峰值电价全部收购，电网公司可收取0.1元/千瓦时过网费，不区分资源区补贴，维持0.42元/千瓦时的国家补贴不变。煤电的脱硫、脱销、除尘分别补贴0.015、0.01、0.002元/千瓦时，三项共计0.027元/千瓦时。
建议将对Ⅰ类、Ⅱ类资源区域上网电价调整为0.65元/千瓦时、0.75元/千瓦时，Ⅲ类资源区域将电价调整为0.85元/千瓦时，以应对投资收益对发电量变化的敏感。二、电价调整应以确保产业健康发展为宗旨光伏作为我国鲜有的能引领全球发展的战略性新兴产业，对拉动就业提振经济和带动我国产业优化升级意义深远。可再生能源的补贴其实是对其环境经济效益的补偿。若以国家发改委征求意见稿Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区光伏上网电价0.55、0.65、0.75元/千瓦时测算，远不能满足行业普遍资本金内部收益率10%的最低要求，光伏的投资热情将受到重挫。
煤电除了环境成本没有计算之外，也在享受国家的大量补贴。另外，分布式光伏是未来电力系统的重要组成部分。
四、电价调整应转变对补贴过高的认识光伏电价的确比煤电电价高，但煤电价格并不是其完全成本的体现，未体现其环境污染及因环境污染带来的民众健康等隐性成本。如果把这些隐形成本包括在内，煤电价格将增加1~2倍，立刻失去竞争力。
今年年初，国家能源局已提出了建立可再生能源开发利用目标引导制度，建议在此基础上，强化各地方政府能源发展规划编制及实施，将可再生能源目标列入约束性指标，使其在能源规划、建设、运行中统筹可再生能源发展，为可再生能源预留出应有的空间，并严肃考核制度。绿证是对可再生能源发电方式予以确认的一种指标。
光伏作为技术密集型的战略新兴产业，现阶段只有维持足够大的新增市场规模，稳定上下游产业链的基本利润水平，才能保证一定的研发投入以不断推动技术进步和成本的持续降低。从另一角度讲，通过要求煤电企业购买绿色证书，也能推动煤电外部成本内部化，提高可再生能源的竞争力。面对气候变化、重度雾霾等严重环境问题，发展可再生能源已成为这个时代的大势所趋，这不仅是环境保护的必然选择，更因为其是正在蓬勃发展的战略新兴产业，必将成为全球新的经济增长点。作为对比，2015年度可再生能源补贴仅有500多亿元，金额远小于对煤电的补贴。
一、电价调整应以实现国家承诺为出发点今年9月，十二届全国人大常委会第二十二次会议表决通过了全国人大常委会关于批准《巴黎协定》的决定。如企业出于发展战略布局需要，个别项目哪怕赔本，对他们来说也是值得投入的。
建议国家电价政策制修订时要全面考虑，同时电价调整要以彻底解决弃光限电和补贴拖欠为前提。但目前产业发展面临诸多困难，如国家补贴严重滞后，西部区域弃光限电严重，分布式光伏的发展也远低于预期。
但我国适合发展分布式光伏的区域，多位于Ⅱ类、Ⅲ类等资源条件不是很好区域，且投资方要承担诸如贷款利率上浮、电费收取较难、屋顶使用不确定等比地面电站更多风险。(作者系北京鉴衡认证中心主任)。
