如果不是领跑者基地投标电价出现了0.61元/千瓦时和0.52元/千瓦时，或许相关部门不会把光伏上网电价调整方案定为0.75、0.65和0.55。这个价格方案在业内发酵数周后，10月17日下午，国家发改委价格司召开了“关于调整新能源标杆电价的征求意见座谈会”。
财政部经建司、能源局新能源司，华能、大唐、华电、国电、国家电投、三峡、中广核、龙源等央企，国家电网与南方电网以及协鑫、天合共计十几家机构参与了此次座谈会。参会人员在会议开始前拿到了一份新一版的“国家发改委关于调整新能源标杆上网电价的通知”，与之前的版本相比，主要的变化是分布式光伏补贴标准从0.3、0.25、0.2元/千瓦时改成了一类、二类资源区0.35、三类资源区0.4元/千瓦时，以及2017之前备案的项目执行原电价的时间截至日期从6月30日调整为9月30日。而地面电站标杆上网电价仍按照0.75、0.65、0.55征求意见。此次讨论的核心内容则是地面电站的三类资源区各自的上网电价该如何调整。
推送的分布式光伏补贴的新方案便摘自此新一版《国家发改委关于调整新能源标杆上网电价的通知》。但需要特别提醒读者注意的是，这份文件仅用于17日座谈会讨论用，地面电站的三类电价最终不会按照0.75、0.65、0.55执行。昨天没有推送全文的原因是担心引起读者误解。
据悉，此次会议结束后，发改委价格司将综合业内的意见，形成2017年光伏上网电价的终稿，并于近期发布。
电价大幅度下调的动机
发改委价格司之所以将地面电站标杆上网电价按照0.75、0.65、0.55征求意见，据经多方了解，主要有以下几方面原因：
——领跑者基地招标中出现的低投标电价;
——国家可再生能源基金严重不足;
——光伏组件价格下降。
第一，领跑者基地的低投标电价。在第二批领跑者基地招标中，先是山西阳泉(三类资源区)爆出了0.61元/千瓦时的超低投标电价，随后的内蒙古包头(一类资源区)也出现了多家0.52及0.53元/千瓦时的投标电价。从市场的角度看，这是企业之间相互竞价的结果，但从价格主管部门看，三类地区和一类资源区有了企业满足收益条件下的低线电价参考。
简言之，领跑者基地中的投标电价很大程度上支撑了此次标杆上网电价调整的下调幅度，并产生了至关重要的影响因素。
第二，国家可再生能源基金严重不足。据相关人士测算，截止到2016年上半年补贴缺口已累计达550亿元，随着装机量的增加，补贴缺口的压力将越来越大。被业内戏称为“三座大山”之一的光伏电站补贴缺口问题由来已久，从国家发改委价格司到财政部所担压力甚大。
所以，从政策调整层面考虑，随着光伏电站成本的下降，下调标杆上网电价以减轻补贴缺口的压力也无可厚非。
第三，组件价格一路下跌促成了大幅度调整电价的另一个主要原因。自630结束之后，国内电站装机量骤降，之前抢装所产生的组件价格虚高空间没有了，并对上游产品的价格形成了巨大压力。随着市场需求减弱，组件价格一路下跌，一度从年初的4元/瓦跌至平均3元/瓦。而组件的价格在光伏电站的建设成本中占据了较大的比例，所以其价格下跌直接推动了电站成本下降。
辩论：光伏行业目前的实际情况
此次电价调整引起了业内的反响程度不亚于每年国家能源局下发各省光伏电站建设规模指标的“震动”。业内对电价下调的反应，并不是“动了谁的奶酪”，而是出于对行业健康平稳发展的责任感与期许。
据多方面了解，在17日的座谈会中，国家能源局与水规总院倾向于0.65、0.75以及0、85元/千瓦时的调整方案。而国有企业的意向价格更高一些，三类电价为0.7、0.8以及0.9元/千瓦时。有央企表示按照之前的调价幅度，光伏电站的建设已经完全无法通过企业的收益率测算，如果强制执行或将严重影响投资积极性。
协鑫集团则表示，如果国家可以解决民企过高的融资成本、保证不发生弃光问题、补贴及时到位以及地方政府不收取额外费用，那么三类地区的0.75元/千瓦时也可以做到。但众所周知，上述问题并不是以某一机构一己之力可以完全解决的，也并非所有企业都具备协鑫集团的全产业链优势。
十一期间，曾发表过《分析：0.61元对于Ⅲ类地区电价下调至0.75元/KWh参考意义有多大?》，从光照资源不均衡、未降反增的建设成本以及协鑫集团的产业链优势等方面对领跑者中出现的低电价对于电价下调的参考意义进行了粗略分析，在此不一一赘述。
另外，从组件价格方面来分析，第三季度的组件价格确实有较大幅度的下降，但下降的主要动力并不是来自于技术先进性带来的成本下降，更多是由市场供需所决定。根据台湾调研机构EnergyTrend最新数据，随着国庆期间硅料至电池片的价格崛起，日前组件价格也逐步起涨。
按照之前惯例，每年第三季度是一年中组件价格的低谷，加上今年630的影响，下跌幅度更甚。但不得不考虑的是，组件价格是否会一直下跌，目前的上涨趋势已逐步明了，接下来的价格走势还有待观察。
至于国家可再生能源基金的空缺，此处借用中国循环经济协会可再生能源政策研究部主管彭澎在在其电价调整评论中曾表述到，“现在的局面类似家里粮食(补贴)不够吃，因此就少生孩子(新能源)，但是这个孩子还肩负着应对气候变化和改变能源结构的重任。即便是可再生能源附加费不能上涨，但是现在每年还有1/4没有收上来，能不能在应收尽收上先想想办法。特别是电改明确说了，自备电厂也应承担相应的附加费用”。
论调：价格调整需考虑产业的平稳过渡发展
首先，从国家战略层面分析，在国务院于2014年出台的《能源发展战略行动计划(2014-2020)》中关于太阳能发电的目标是这样表述的，“到2020年，光伏装机达到1亿千瓦左右，光伏发电与电网销售电价相当”。如果依据0.75元/千瓦时的电价来算，那么在2017年光伏行业已经实现了2020年的目标。
其次，评论当前光伏行业就不得不提到“领跑者计划”，众所周知，领跑者计划实施的初衷是推动行业技术产业升级，早日实现平价上网目标。而随着领跑者计划的逐步推行，高效产品也确实开始逐步打开市场，各制造企业也开始加大新产品的研发力度。
但是，在产业技术未能突破瓶颈大幅降低成本时，标杆电价下调幅度过大带来的只能是“劣币驱逐良币”效应。为了实现企业要求的收益率，电站建设只能千方百计压缩成本，而低价对应的只能是低效率产品，那么国家能源局费尽周折推行的“领跑者计划”将如何达到推动产业升级的目标?这也是值得深思的一大问题。
第三，在标杆电价征求意见稿中第四条“鼓励以招标等市场化方式确定新能源电价”，假设标杆电价为0.75元/千瓦时，收益率已经跌倒地板上，那么竞价如何推行?
2013年国家发改委根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为三类资源区开始实行不同的标杆上网电价。但每一类资源区涵盖范围广泛，光照资源严重不均，各地建设条件也差异甚大，实行“竞价”的优势之一是可以利用市场的力量将各地因资源差异过大带来的收益率影响进行均衡。在同一类资源区中，通过投标的方式挤压因为太阳能资源差异而导致的不均衡收益率，在保持企业合理利润的同时将价格降下来。利用市场化手段竞争，是最优方式之一。
在发改委价格司进一步了解了光伏产业的发展现状后，0.75、0.65、0.55元/千瓦时的初稿方案实施的可能性已经非常小了，而0.85、0.75、0.65元/千瓦时的三类标杆上网电价将成为呼声最高的选择方案。
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