光伏报价机制是什么
2013年国家发改委(能源局)、财政部和国家电网正式明确了光伏上网电价补贴政策，随后政府出台了一系列政策支持光伏发展，如并网接入、项目备案等。中国国内光伏市场有了明确的政策指导并迅速发展。2013年累计并网运行光伏发电装机容量17.5GW，其中光伏电站14.8GW、分布式光伏2.6GW，全年累计发电量90亿千瓦时，新增装机量居世界首位。
基于2014年的情况，2015年国家能源局下发《2015年全国光伏发电年度计划新增并网规模表》(征求意见稿)，把2015年度光伏发电新增规模定为15GW，其中集中式光伏电站8GW、分布式光伏7GW，分布式光伏中屋顶分布式最低规模为3.15GW。值得注意的是，该文件反映了政府持续支持光伏应用发展特别是分布式光伏的决心和偏好。
中国光伏发展除了政策利好，至少还有两个行业利好：
一是光伏成本持续大幅度下降，光伏组件价格已经突破4元人民币/瓦的关口。虽然2013年由于“双反”引起的行业波动造成了价格的小幅上扬，但总体上看近年来还是呈持续下降趋势。
二是行业集中度迅速提高，提高了竞争力、降低了成本。“十二五”期间中国的光伏行业经过了较快速度的发展，2012年是一个关键性的转折点。由于当时行业发展主要依靠国外市场以及后来遭到“双反”，行业发展遭受重挫。之后在政府的支持下，随着国内市场的逐步放开与美国、日本等国家光伏市场的繁荣，中国光伏产业步入了良好的发展轨道，过剩产能得到一定消化，产业集中度快速提高，产品成本迅速下降。
从2014年中国排名前五的光伏制造企业(按全年组件出货量计)的情况，可以看出：
一、中国的光伏领头企业经过2012年前后的调整与重组，企业规模与营收状况有了很好的发展，产业规模稳步增长且应用水平不断提高。2010年中国光伏组件年产量为10.8GW，2013年迅速增加到35GW，占全球份额超过60%。而光伏组件内销比例从2010年的15%增至2013年的43%。
二、国内企业拥有国内市场的需求，不再畸形依靠国外市场。
三、国内光伏企业快速发展，引致光伏成本大规模下降。简单以排名前五的企业总营收与总出货量之比衡量组件单位出货成本可以看出，2010年所列排名前五的企业总营收与出货量之比为1.67，而2014年下降到0.69，下降了59%。
但是，2014年中国新增装机中，光伏电站为8.6GW，分布式光伏仅为2.1GW。2014年新增集中式光伏装机超额完成42.5%的目标，而新增分布式光伏装机只完成了规划的25.6%。2015年光伏实际完成新增装机15.13GW，其中集中式光伏装机13.74GW，占91%。集中式光伏装机超额完成，分布式光伏与规划目标相差甚远。在已建成的或审批通过的项目中，中国光伏仍以较大规模的集中式电站为主，分布式数量与总装机数仍处于较低水平。
从目前的光伏装机发展来看，集中式光伏依然是投资者的首选。但是，不断下降的集中式光伏利用小时数又说明分布式才是光伏发展的方向。笔者由此提出几点建议：
第一，中国分布式光伏发展首要的还是理顺价格机制。现阶段从财务上说，目前国家上网电价政策或是加上各地已出台的额外补贴政策，都很难将项目财务盈利提升到有效激励投资的水平。可以说，中国分布式光伏发展尚未找到最适宜的支持模式。光伏发电与其他发电相比的优势在于工艺较为成熟，施工时间短，容易短时间内见效。因此，可以对长期规划在时间上进行细分。
应把理顺价格、找到适合中国分布式光伏发展的路子作为首要考虑。国家应继续加强从分布式试点入手，寻找更多的地方补贴模式，然后将成功模式迅速向全国推广。一旦理顺市场、找到合适的价格机制与推广模式，分布式光伏的发展速度可能将持续高于其他能源发电品种。光伏发电收益取决于长期收益，如果从不合理的价格补贴进入，一样要进行长达20年左右的补贴，不但经济性受到影响，由此引发的发电并网与后期维护等关键环节的成本增加，将造成资源极大浪费。
第二，中国的分布式发电目标应谨慎制定。从总量上看，2014年和2015年中国分布式光伏发展目标定得过高，如果能够制定得更接近实际，应能更好地完成，避免规划的无效性。从各地区分布式发展目标看，规划制定应该更多考虑当地实际情况，如地区的经济发展、电价与电网、光照资源禀赋以及能源结构等。特别值得注意的是，中国现阶段严重的大气污染，特别是雾霾对光伏发电的影响较大。如果雾霾治理是一个比较长期的过程，在雾霾严重地区建设分布式光伏项目，可能很不经济。
第三，目前集中式光伏收益率远远高于分布式光伏，因此市场会将更多的投资引入集中式光伏。除了行政上的装机规模疏导和管控，加紧建立西部集中式光伏发电外送通道，加快发展大规模可再生能源发电远距离输送与消纳技术，将有利于中国实践可再生能源发展目标与减排承诺。
最后，2015年出台的分布式光伏配额制与上网电价补贴并存的模式，并不是成熟有效的机制。中国的光伏配额制与国外通行的可再生能源配额制存在根本上的差异，其实际上是要求各省市和地区制定额外的分布式光伏补贴。长期来看，如果需要过渡到真正的配额制，电力市场化改革可能需要走在前面。
准确的说中国建设光伏电站不受指标配额限制的省份只有海南省一个。
另外北京、上海、重庆、天津四个直辖市和西藏自治区也不设指标配额限制。下面是国家能源局关于下达2016年光伏发电建设实施方案的通知。从附件一可知道各省限额。
根据当前国际形势，海外国家纷纷对太阳能光伏产业的补贴逐渐削减，再包括欧美等国对我国太阳能光伏产品实施的反补贴税，使我国面临光伏制品出口受阻，产能严重过剩，国内需求严重不足的困境。针对以上问题，我国应更加充分地开拓国内光伏市场，以需求为导向，继续推动整个行业的可持续发展。
一、实施电价回报长效机制
实施电价的回报机制是引领中国光伏产业发展的内生性动力，这需要国内的太阳能光伏电站通过并网的形式来出售电力，并且形成光伏产业的投资回报渠道。但是，由于太阳能光伏发电是不可预测性和间歇性的，这使得光伏发电的并网会对传统电网产生冲击，电网集团从自身利益的出发也不愿接受光伏发电带来的挑战。
所以，在建立电价回报机制的时候，在利润的分配过程中应提高电网企业的利润，从而带动其并网购电的积极性。与此同时，政府部门应该将电网的建设提升为国家工程，不但要加速电网的建设和提高输电的能力，而且还要强化电源规划，使其与电网的建设相协调。另外，对得益的电网企业要实施配额制，强制电网公司购买一定量的光伏发电，并以此来推动国内光伏市场的发展与应用。
二、实施光伏发电配额机制
新能源的发电配额制度，其是指依靠法律来明确新能源的发电上网比例，以此来确保新能源的发电上网能够在产业的发展初期具有部分市场份额。伴随着近些年来的发展，光伏发电的价格已经有了很大幅度的降低，但相比较于传统能源的发电价格依然不具备优势。加入对太阳能光伏的发电上网采取市场化的制度，那现阶段的太阳能光伏发电必然无法与传统能源发电抗衡而失去市场份额，导致产业发展受到阻碍。
所以，根据其他发达国家的成功经验，我国完全有必要实施太阳能光伏发电的配额机制。另外，在实施太阳能光伏发电的配额制度时，应该与其配套绿色信用证制度和惩罚措施。绿色信用证制度，是以绿色信用证为配额交易的载体。通过其调节各个相关的企业来完成配额的情况。惩罚措施，是要明确规定没能够完成光伏发电配额的部门要承担某种数额的赔偿，以此推进光伏发电配额制度的实施。
三、实施上网电价调整机制
根据发达国家的成功经验与教训来看，光伏发电的上网电价补贴可以有效促进国内光伏市场的发展，并且成功的太阳能光伏发电上网电价补贴制度应该建立光伏发电的上网电价伴随发电成本的变化而变化，根据实际情况不定时的调整光伏上网电价。但是，我国目前仍未明确光伏发电上网电价补贴的下调幅度，并且我国各个地区的经济发展水平与日照时间不同，这导致各地区的光伏企业的发电成本也不尽相同。
所以，根据我国目前各地区采用的统一杠杆上网电价(西藏地区被排除在外)，建议应该分地区、分年度地实施标杆电价。与此同时，各地方政府部门能够依据当地的经济发展水平和地区资源制定符合自身利益的激励性政策。目前，在全国范围内制定出可行的上网补贴电价较为困难，可以先在地方实施试点项目，通过试点项目的积累为后续政策的制定提供依据。此外，由于光伏发电的成本依然较高，为补贴此类成本可以尝试建立基本的市场竞标与基本补贴相结合的模式，通过市场供求关系调节补贴的成本，达到调动市场积极性的同时能够有效控制成本的目的。
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2017年全国各地最新光伏补贴：
一：全国政策补贴
1，分布式
电价补贴标准为每千瓦时0.42元(含税，下同)，光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准，期限原则上为20年。光伏发电先确定2016年标杆电价，2017年以后的价格另行制定。,
2，集中式
宁夏，青海海西，甘肃嘉峪关、武威、张掖、酒泉、敦煌、金昌，新疆哈密、塔城、阿勒泰、克拉玛依，内蒙古赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔以外地区0.8元/kwh
北京，天津，黑龙江，吉林，辽宁，四川，云南，内蒙古赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔，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、青海，甘肃，新疆除新疆哈密、塔城、阿勒泰、克拉玛依0.88元/kwh
二：全国地方各省市政策
1，上海市
对于光伏项目，根据实际发电量对项目投资主体给予奖励，奖励时间为5年。单个项目年度奖励金额不超过5000万元。具体标准如下：光伏电站：0.3元/千瓦时，分布式光伏：工、商业用户为0.25元/千瓦时，学校用户为0.55元/千瓦时，个人、养老院等享受优惠电价用户为0.4元/千瓦时。
2，北京市
分布式：2015年1月1日至2019年12月31日期间并网发电的分布式光伏发电项目，按照实际发电量给予每千瓦时0.3元(含税)的奖励，连续奖励5年。集中式：0.88元/kwh
3，重庆市
在巫山、巫溪、奉节等3个县开展试点。在20-25年内每年预计为每户贫困户提供2000-3000元的现金收入。对建卡贫困户，市级财政扶贫资金补助8000元/户。对项目农户，采取发电量“全额上网”，净电量结算方式，按现行的三类资源区光伏电站标杆上网电价1.00元/千瓦时执行。
中国光伏企业天合光能和ReneSola年底前发布公告，预示明年光伏组件企业将在国内巨大新增需求支持下迎来潮水般的订单。预计明年类似的企业公告将接踵而来，为光伏类股告别三年来的低迷状态、步入反弹通道源源不断地提供弹药。不过，在光鲜的消息背后，也存在下档风险，即这些巨额订单的支付可能来得迟缓，因很多光伏电站运营者是大型国有实体，后者可能缺乏资金支持雄心勃勃的新项目，也没有技术来运作这些电站。
我当然也不愿意给中国光伏组件行业的复苏泼太多冷水。受产能过剩影响，中外光伏企业自2011年上半年以来都经历了长期痛苦的下滑。工厂关闭和破产令很多老旧和效率低下的产能被淘汰，多数生存下来的企业明年都可能恢复盈利。中国政府规划到2015年国内累计光伏发电装机容量达到35吉瓦（GW），而两年前这一数字还几乎为零。这项极其激进的规划目标为光伏行业的复苏提供了强力支撑。
要实现这一目标并非易事，但是大型国有企业显示他们将掀起光伏建设热潮，帮助政府实现规划目标。天合光能宣布刚刚签署新的框架协议，与新疆当地合作建设1吉瓦光伏发电项目。投资者为这一消息欣喜异常，天合光能股价在公告发布后的纽约早盘交易中大涨逾7%。
天合光能将与吐鲁番当地政府在从明年开始的四年时间里合作建设一系列项目。头两期工程设计光伏发电能力300兆瓦（MW），并于2014年底实现与国家电网并网。在免责公告中，天合光能表示每个新一期项目在动工前都将需要获得地方政府和中国国家电网运营企业的批准。
ReneSola也发布了类似公告，称将在中国西部地区建设三个光伏电站，总装机容量为60兆瓦。根据合作协议，ReneSola将负责建设电站，并在竣工后转售给江苏一家长期持有者。ReneSola股价也获得提振，在纽约早盘交易中上涨了近5%。
这种“建设+转让”模式正逐步流行起来，阿斯特阳光电力(CSIQ.O:行情)就精于这种商业模式。该公司在之前两个月曾宣布了涉及中国市场的三个独立协议，合计将供应232兆瓦光伏组件。
这些看上去无疑都是好消息，但这些项目的结算可能是个大问题。大型国有企业通常都会急于响应政府号召，即使自身可能缺乏项目建设所需的资金和技术。一位消息人士告诉我，一些组件厂商即使还未收到任何资金，就已经开始为这类客户启动光伏电站项目。我预计，多数组件企业最终会收到支付款项。但是，随着这轮建设高潮大面积铺开，我怀疑其中会出现很多问题，工程延期甚至半途而废都有可能。
一句话：天合光能和ReneSola公布的新协议标志着中国将掀起新一轮光伏电站建设热潮，不过一些新项目可能会碰到延期和融资难题。
尽管近期一些观点声称2014年的光伏装机量将达到55GW，但市场调研机构IHS对这种观点持否定态度，该机构最新的太阳能需求季度报告显示，2014年全球光伏系统装机量将呈两位数百分比增长，安装量将介于40-42GW之间。
该报告预测，2013年全球光伏系统装机量将达到35GW，而2014年的安装量将有15%的增幅，达到40GW左右。
虽然该机构看好光伏产业的潜力以及安装量的增长，但仍警告产业可能将遭遇到一些风险。
中国：IHS预测2014年中国市场的光伏系统安装量将在9.5GW左右，远低于发改委规划的12GW目标。这主要是由于缺乏对分布式光伏发电的政策细则支持。在发改委的12GW规划目标中，分布式光伏的规模占8GW，而IHS认为这一目标是不可能实现的。相对高昂的成本、并网的不确定性以及缺乏足够的屋顶空间将对中国2014年的光伏扩张规划造成阻碍。该机构期望发改委能够在年底前公布分布式光伏发电的实施细则。
日本：该机构认为日本光伏市场可能会变得“喜忧参半”。最近日本市场接连出现了一些负面消息：首先，日本经济、贸易与产业部（METI）正就为何只有十分之一的批准光伏项目建成一事展开调查。针对这一延误事件，METI很可能将采取严厉的制裁措施，其中包含取消对未建光伏项目的上网电价补贴补贴。IHS预计这些项目将不会被批准建设。其次，日本颇具吸引力的上网电价补贴政策即将到期，由于缺乏政府支持，该政策在下一财年是否会重新开放还存在不确定性。同时，明年针对非住宅项目的FIT补贴费率降幅将达到20%。最后，日本政府近期对温室气体排放的态度转变很可能会减弱其对可再生能源的支持。但日本市场仍可能保持增长势头，该机构认为2014年该国的光伏市场将是风险与机遇并存。
新兴市场：新兴市场的发展则可能会让许多人失望。IHS预测新兴市场的光伏系统装机量将从今年的5.4GW增长至2014年的7.7GW。各个新兴市场之间发展并不平衡，每个地区的增长速率不尽相同。一些市场不依赖于直接补贴，而是招标机制或私人的购电协议，而从项目公布到实际安装可能会花费几年的时间。智利和南非的案例表明，高达几个GW的安装规划在2013年的实际安装分别只有100MW及200MW。
尽管存在着上述风险，该机构仍看好2014年太阳能产业的发展，并预测2014年整个市场将呈两位数百分比增长，且许多企业重返盈利轨道。该机构表示，40GW的安装量是肯定可以实现的（即使存在着上述风险），但需求是绝对不可能达到55GW的。
通过对100多个国家与地区的分析，该机构并不认为明年将出现光伏元件短缺现象，价格亦不会大幅增长。不过，可以预见，市场对光伏组件、逆变器以及BOS的需求将适度下跌。
据NPDSolarbuzz最新研究报告UnitedStatesDealTracker显示，2013年12月30日---在过去的一年中，美国等待安装的太阳能光伏项目储备增长了7%，现已超过43GW，这将足以供六百万户以上住宅的电力使用。
Solarbuzz认为，美国太阳能光伏项目储备过去以100MW以上的大项目为主，但如今的增长主要由30MW以下的中小项目驱动。不断增长的太阳能光伏项目储备表明美国光伏产业发展良好，NPDSolarbuzz预测2014年美国将成为继中国和日本之后的第三大太阳能光伏市场。
NPDSolarbuzz高级分析师MichaelBarker表示：“这些计划新建或在建的太阳能光伏电站的增长,预计将带动美国光伏应用保持每年双位数的增长率。以装机容量来看，在各州的可再生能源配额制强制要求的刺激下，20MW以上的大型电站仍将继续主导美国光伏产业。不过受益于去年太阳能光伏系统价格的下滑，如今各种规模的电站项目都变得越来越可行。”
为了能在政策到期之前获得30%的美国投资税收抵免（ITC），如今美国太阳能光伏项目开发商将不得不迅速从“初步计划”和“计划”阶段转向“建设”或“完工”阶段。
NPDSolarbuzz分析师ChristineBeadle表示：“美国的全额投资税收抵免优惠税率将于2017年下调。在仅剩的三年时间里，美国太阳能光伏电站开发商计划在截止日期之前完成电站建设，或完成大部分的施工。也正因如此，美国电站开发焦点将转向规模相对较小的项目，以求能在较短的时间内完工。”
目前，一些100MW以上的超大规模光伏电站正主导着美国短期太阳能光伏部署。这些电站包括MountSignalSolar，CopperMountain，Calexico，DesertSunlight和Topaz项目，这些项目目前正处于开发阶段或稳步建设阶段。美国前十大太阳能光伏电站在未来三年内将占到5GW以上的太阳能光伏装机容量。
然而，由于小型光伏电站的规划及完工周期较短，太阳能光伏电站开发商现已将焦点转移到开发30MW以下的电站项目上。在过去的一年中，美国光伏项目储备中这种规模的项目已增加到2,100个以上，同比增长33%。
北方邦与总部驻孟买的Essel InfraProjects Ltd就其中规模最大（50兆瓦）的一座光伏电站签署PPA。值得指出的是，这些合同均基于南方邦2013年光伏发电政策下的招标，该政策旨在2017年光伏装机量达500兆瓦。
其他胜出的投标者还包含Moser Baer公司（新德里，20兆瓦）、AzureSurya Pvt. Ltd.（新德里、10兆瓦）以及JacksonPower（诺伊达、10兆瓦）。
短期PPAs，更高价格
总部驻金奈（Chennai）的RESolve EnergyConsultants指出，在印度任何邦的招标流程中，10年的PPA为期最短，受到开发商的青睐。PPAs将以每千瓦时8.01-9.33印度卢比（0.130-0.15美元）的价格支付，是印度全国招标流程中的最高价格。
RESolve还表示，几乎所有的项目都位于本德尔坎德（Bundelkhand）地区，临近拉贾斯坦邦，该邦具有出众的太阳能条件。
台湾经济部为太阳能产业再添动能，决定调高今(2014)年装置目标量至210百万瓦（MW），较去年成长2成。能源局内部估算，若以1千瓦KW设置成本8万到10万元间，今年210MW等同于有210亿元(新台币)产值产出。今年收购价格降幅趋缓至12.5％，能源局最快在本月中、下旬，展开年度招标作业。
由于太阳能成本下降速度相当快，为了避免业者抢申设赚取高额成本利差，经济部每年会管制申设总额，因此自2010年起总量管制在64MW、2011年为70MW、2012年100MW、2013年暴增到175MW。
能源局安排的210MW当中，分为免竞标与开放竞标两个额度，据了解，今年免竞标量为60MW，较去年增加15MW量；需要竞标量为150MW，较去年多了20MW。至于需要竞标的目标量，能源局每月会按比例释出，预期1月中、下旬就可以立即对外招标12.5MW量。
全球调用机构Energytrend最新报告称，受到太阳能系统安装成本持续下降，以及电价不断攀升，再加上趸购电价持续下滑，导致欧美地区的屋顶型市场持续成长。据EnergyTrend观察显示，部分地区自发自用省下电费所带来的投资报酬率已经超过大型太阳能电站的投资报酬率，自发自用市场的渗透率持续扩大。
由于欧美地区对于大型太阳能电站的补贴持续缩水，造成投资报酬率明显下滑，使得大型电站的发展受到考验，根据EnergyTrend的调查显示，德国市场大型太阳能电的投资报酬目前约在8%~12%之间，大型电站的投资热度持续下滑。另一方面，由于趸购电价明显调降，投资者为求维持基本的投资报酬率，持续要求供应商调降价格，目前组件价格已跌破US$0.7/watt，再加上BOS(Balanceof System)的成本也开始下滑，使得系统成本来到US$3.0/watt附近。虽然大型电站的市场发展出现疑虑，但受惠于系统成本的下降，以及持续高涨的电价，屋顶市场反而逆势上扬，例如2013年美国加州屋顶市场成长约在85%~90%。
另一方面，屋顶型市场的成长有可能挤压到传统电力公司的营收。就过去的商业模式来看，传统电力公司收购再生能源电厂的电力，再转售给消费者，达成三方互惠的局面。然而随着电价的攀升与趸购电下滑，再加上发电成本的下降，部分地区自发自用(Self-Consumption)所省下的电费支出已经优于趸购电价的收入，消费者更倾向采用自发自用的屋顶型太阳能发电系统。以目前的发展趋势来看，传统电力业者的收入将会受到影响，例如近期西澳地区的电力业者就表示电力需求出现下滑。然而对于仍使用传统电力的用户们有可能面临更大的经济压力，由于并网附加费用(surcharge)持续走扬，连带影响电价走势，而仍使用传统电力的用户们等于要花费更多的电费支出，并负担更多的并网成本，间接造成不公平的情况。
价格每年在调，但卖电价格是按并网时签定的售电合同价格执行！地方补贴也是按并网时签定的合同执行！
