新的光伏上网电价出台在即，从最初的征求意见稿开始，关于电价调整的建议就在行业内不绝于耳，这些声音更多的是从光伏系统的成本等方面来分析的。这里，我们尝试从另一个角度来梳理国家能源局、国家财政部及国家发改委价格司之间关于探讨光伏上网电价的另一条逻辑线。
首先，上述三个部委在可再生能源领域的职能分工如下：国家能源局新能源和可再生能源司负责指导协调新能源的发展，以及组织拟定光伏等新能源的发展规划、计划和政策并组织实施；国家财政部经济建设司负责国家可再生能源电力附加的征收和国家可再生能源发展专项资金的管理；国家发改委价格司负责电价制定及调整。
在这个逻辑链条中，核心是国家可再生能源发展专项资金的资金状况。目前，中国的可再生能源电力附加为0.019元/千瓦时，以2015年第二、三产业用电量为4.7万亿度电计算，2016年增幅3%预估，可再生能源专项基金征收额理论上应超过800亿。但事实上，2015年可再生能源专项基金只收到了约510亿，超过100亿的资金没有收上来。这主要是因为大量工业用电来自于自备电厂，以及各种原因造成的征收缺口。预计2016年的可再生能源专项基金征收额实际约为700亿。
截至2016年底，中国将有75GW的累计光伏并网装机。按照平均每度电需要0.55元/千瓦时的补贴、平均20年有效利用小时数为1200小时计算，从2017年开始，这些累计装机每年所需的补贴约为495亿人民币。
而中国风电装机在2015年底便达到129GW的装机，2016年底将有望超过150GW，其年度补贴需求比光伏要高，此外生物质发电，发电接网工程和公共独立系统项目也需要相应的补贴。因此国家可再生能源发展专项资金的补贴缺口非常大。
初步估计，到2017年底，国家可再生能源发展专项资金要达到每年1300亿左右才能覆盖每年所需的补贴。
因此，电价定价、指标规模以及国家可再生能源发展专项资金的规模互相之间息息相关。光伏們将尝试进行粗略分析，在此提示，很多数据采用粗略估算，主要是突出计算思路。
地面电站部分
基准：以207年为例，如果新增地面电站光伏指标(注：2017年的新增装机中有一部分是2016年的指标，所以本文按照新增指标发放量计算)约15GW，三类地区的地面电站标杆上网电价为0.8、0.7、0.6元/千瓦时。
在这种情况下，按照20年平均有效利用小时数1200计算，扣除燃煤标杆上网电价后平均补贴0.4元/千瓦时计算，这部分指标的年度补贴需求为72亿人民币。
——如果三类地区均上调0.05元/千瓦时，这15GW的装机按照平均1200有效小时数计算，将增加9亿的年可再生能源补贴；
——如果三类地区中只增加Ⅲ类地区的上网电价，从0.8元/千瓦时增至0.85元/千瓦时；假设Ⅲ类地区的装机量为8GW(借鉴2016年三类地区的指标)，那么增加的年度补贴为4亿人民币；
——如果2017年的指标计划增加5GW，但不调整0.8、0.7、0.6元/千瓦时的上网电价，按照平均1200有效利用小时数计算，三类地区平均补贴额为0.4元/千瓦时，那么5GW指标需要的补贴额为24亿人民币；
——如果既增加2017年的年度指标5GW，又提升2017年的上网电价(0.85、0.75、0.65)，那么新增指标对年度补贴的需求量为24亿，而上网电价上调对年度补贴的需求量为10亿，总的年度补贴需求增加了34亿人民币。
BTW
上述分析全部无效!!!
因为2017年各省将全面实施竞争性配置办法
也就是上网电价要竞价!!!
在竞价情况下，地面电站所需的国家可再生能源补贴将有所减少。
在基准条件下，如果Ⅱ、Ⅲ类地区竞价下平均中标电价下降0.05元/千瓦时，以Ⅱ、Ⅲ类资源区指标占总指标的80%计算(即12GW)，再按照20年平均年有效利用小时数1300计算，可减少每年7.8亿的补贴需求。如果这部分减少的补贴用于增加指标的补贴，可对应800MW的新增指标；如果中标电价平均下调0.1元/千瓦时，则减少的补贴需求可以满足1.6GW的新增指标。
如果平均中标电价下降0.05元/千瓦时，那么实际平均中标电价是0.75、0.65和0.6元/千瓦时(Ⅰ类地区目前限电状况惨烈，就设定不竞价了)，这么看跟第一版的征求意见稿几乎相同；如果平均电价下降0.1元/千瓦时，还会有企业投吗?
我們再尝试反方向推算下。如果三类地区电价全部上涨0.05元/千瓦时，分别达到0.85、0.75、0.65元/千瓦时，采用竞价配置指标后，平均中标电价为0.8、0.7、0.65元/千瓦时，这个电价将基本满足各电站投资商对项目收益率的要求，并且还为竞价的开展留足了空间。
结论：从上调电价和增加指标来看，上调电价0.05分/千瓦时所带来的可再生能源补贴需求要小于增加指标，并且实施竞价后，本身对可再生能源补贴的需求还会减少。因此，定价0.6、0.7、0.8元/千瓦时和定价0.65、0.75、0.85元/千瓦时，对地面电站来说，所需的补贴差异并不大，关键在于指标的发放量。定价差额0.05元/千瓦时，最主要的影响体现在分布式光伏的发展中。
分布式光伏部分
分布式光伏方面，我們分别以全额上网和“自发自用、余电上网”两种模式测算。
1GW全额上网分布式光伏(主要集中在Ⅱ、Ⅲ类资源区)，按照平均1200有效利用小时、扣除当地脱硫电价后平均需要0.4元/千瓦时补贴计算，这部分需要的年度可再生能源补贴为4.8亿人民币。如果三类地区的标杆上网电价均提升0.05元/千瓦时，则这部分的补贴增加了0.6亿人民币，即年度补贴总额为5.4亿人民币。
1GW“自发自用、余电上网模式”的分布式，按照Ⅲ类地区占70%、Ⅰ、Ⅱ类地区占30%计算，20年平均年有效利用小时数分别按照1100和1400计算，0.4和0.35元/千瓦时的补贴平均后3.08亿和1.47亿，总量为4.55亿。
电力“十三五”规划中，分布式光伏发展目标是再2020年达到60GW，平均每年增加至少10GW。按照先慢后快的计算方法，假设2017年分布式光伏新增6GW的话，如果全部采用自发自用，需要每年所需补贴约27.3亿；如果全部采用0.6、0.7、0.8元/千瓦时电价下的全额上网方式，则年度补贴需要28.8亿；如果全部采用0.65、0.75、0.85元/千瓦时电价下的全额上网方式，则年度补贴需要32.4亿。
因此，6GW的全额上网分布式在0.65、0.75、0.85电价下，与0.6、0.7、0.8电价相比，所需的年度补贴差额为3.6亿；如果与6GW自发自用分布式相比，所需的年度补贴差额为5.1亿。而地面电站竞价后减少的可再生能源补贴有望达到10亿。
如果标杆上网电价定在较高的价位，分布式光伏的发展规模也会更大，将有效弥补地面电站指标有限发放后市场规模的缩减。
结论：平衡难度较大
在有限的可再生能源发展专项资金面前，合理的指标分配竞价可以有效的减少对补贴额度、适当上调光伏标杆上网电价后的全额上网分布式光伏不会大幅增加补贴需求并且能促进分布式光伏的发展。
对于国家能源局新能源司：
20-25GW的年度国内市场规模将有助于中国光伏产业平稳发展；
2020年各发电企业非水可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上，指标还需要继续发；
是要更多的地面电站还是推动更多的分布式光伏装机是一个选择；
如何平衡国家层面的宏观调控与部分地方政府激进的可再生能源发展规划；
分布式光伏方面，是引导企业选择全额上网模式还是“自发自用、余电上网”模式?还是留足了空间，让企业根据不同的屋顶状况选择更适合的方式?
对于国家发改委价格司：
合理的电价取决于国家能源局合理的指标配置办法；
中国日照资源差异很大，如何平衡不同区域的收益率?
电价高、补贴缺口增加；电价低、企业投资动力不足，对产业发展不利。
对于财政部经济建设司：
眼看着补贴缺口越来越大，第六批补贴目录中的电站尚拖欠部分补贴欠款。短时间内可再生能源电力附加上涨无望，希望通过配额和绿证来减少对可再生能源基金的过度依赖；
如果自备电厂等的可再生能源电力附加征收到位，每年可带来约100亿的补贴款；
如何平衡已经拖欠的补贴以及新增装机所需要的补贴。
最后的问题来了，中国光伏企业是想要更高的电价还是更多的指标呢?
