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我們回顧一下2016年光伏電價調(diào)整的情況：
　　
如表所示，2016年價格調(diào)整是一、二類地區(qū)選擇了7.5元/瓦造價下，全投資回報率9%的電價，也就是一類地區(qū)0.8元/千瓦時，二類地區(qū)0.88元/千瓦時，三類地區(qū)則選擇了7元/瓦的造價下，全投資回報率9%的電價，也就是0.98元/千瓦時。而一類地區(qū)略高于標準測算表，應(yīng)該是和一類地區(qū)普遍限電的因素相關(guān)聯(lián)。從而給出了更高的彈性。
　　
而分布式自發(fā)自用度電補貼在2016年價格調(diào)整中不變，主要原因是屋頂分布式的開發(fā)比較艱難，同時存在的風險也遠比地面電站更高?？紤]到絕大多數(shù)分布式自發(fā)自用電站都在中東部，我們以7元/瓦造價，年發(fā)電1000小時的測算電價作為分布式自發(fā)自用電站的參考。那么測算電價為1.075元/千瓦時，扣除0.42元/千瓦時之后為0.655元/千瓦時。這個電價和中東部地區(qū)自發(fā)自用電站與業(yè)主優(yōu)惠后的結(jié)算電價非常接近。因此，2016年自發(fā)自用電站補貼價格未調(diào)整是非常科學(xué)的。

二、各類型電站影響投資收益的異常因素分析
　　
根據(jù)目前全國光伏電站運行的實際情況，我們可以知道，二類地區(qū)和三類地區(qū)的地面電站除補貼不到位以外基本上滿足測算的所有條件。因此，我們把這兩類電站選取為標準電站，以比較其他不同類型電站的異常因素。
　　
1、限電地區(qū)的地面電站
　　
和標準電站地區(qū)的情況比較，限電地區(qū)的地面電站一般會出現(xiàn)如下異常情況：
　　
（1）限電。限電比例0—50%不等，個別地區(qū)更高；
　　
（2）通常限電地區(qū)在一類地區(qū)，由于有大量的荒漠和未利用地，和標準電站用地方式不同的是，更多的是采取征地方式。同時增加了每年0.6—6元/平方米的土地使用稅成本風險；
　　
（3）接入距離有可能更長；
　　
（4）由于限電，幾乎都會出現(xiàn)部分電量需要競價上網(wǎng)，事實上就是降低標桿電價的行為。；
　　
（5）地方攤派多于其他地區(qū)。
　　
（6）補貼同樣不到位。個別地區(qū)不是按照火電脫硫電價結(jié)算，而是按照省內(nèi)自行制定標準。導(dǎo)致補貼拖欠的現(xiàn)金流進一步惡化。
　　
2、屋頂全額上網(wǎng)電站
　　
和標準電站相比，屋頂全額上網(wǎng)電站的異常因素有如下幾點：
　　
（1）高壓接入如果是在城市，需要付出更高的接入費用；
　　
（2）發(fā)電量因為屋頂多為平鋪，比地面少10%左右；
　　
（3）屋頂租金比地面土地租金高至少三倍，運維費用比地面電站更高；
　　
（4）系統(tǒng)造價比采取低壓接入的屋頂自發(fā)自用電站每瓦高0.5元；
　　
（5）補貼同樣不到位；
　　
（6）由于融資比地面電站更難，導(dǎo)致融資年利率一般高于地面電站2%左右。
　　
3、屋頂自發(fā)自用電站
　　
和標準電站相比，屋頂自發(fā)自用電站的異常因素有：
　　
（1）發(fā)電量因為屋頂多為平鋪，比地面少10%左右；
　　
（2）電價波動比較大，而且下降趨勢明顯。例如山東2014年大用戶電價是0.85元左右，到2016年僅為0.7元左右。預(yù)計隨著電改的深入，企業(yè)用戶電價下降更多。目前貴州大數(shù)據(jù)中心電價低至0.35元/千瓦時；重慶售電側(cè)改革第一批交易電價為0.6元/千瓦時，未來目標是0.5元/千瓦時。我們預(yù)計，全國都有可能出現(xiàn)重慶的情況。即使是按照0.6元/千瓦時計算，在0.42元/千瓦時補貼不變的情況下，自發(fā)自用結(jié)算電價也將低于0.9元。類似電站主要分布在三類地區(qū)。因此傳說中自發(fā)自用電站效益獨好的情況將是過眼云煙。
　　
（3）由于融資比地面電站更難，導(dǎo)致融資年利率一般高于地面電站2%左右。
　　
（4）非國網(wǎng)地區(qū)的0.42補貼執(zhí)行不到位情況十分嚴重。

三、2017年光伏電價調(diào)整建議
　　
考慮到以上各種類型出現(xiàn)的不同異常情況，我們對2017年光伏電價調(diào)整提出以下建議：
　　
1、全投資回報率選取建議
　　
由于光伏電站屬于公共基礎(chǔ)設(shè)施項目，因此在組件價格不斷下降的情況下，以全投資回報率低于8%作為定價主要參考標準可以預(yù)留組件未來更大的降價空間。
　　
2、標準電站電價調(diào)整建議
　　
按照目前企業(yè)投標價格和對未來組件的預(yù)測價格，選取系統(tǒng)造價6.5元/瓦，發(fā)電小時1300小時、1100小時作為二類地區(qū)和三類地區(qū)的電價參考標準，也就是0.72元/千瓦時和0.85元/千瓦時作為上下浮動的中位數(shù)。
　　
3、限電地區(qū)地面電站電價建議
　　
考慮到限電地區(qū)地面電站目前已經(jīng)面臨產(chǎn)能嚴重過剩的情況，建議以電價政策引導(dǎo)產(chǎn)業(yè)布局，對于一類地區(qū)的標桿電站選取7元/瓦系統(tǒng)造價區(qū)間作為調(diào)整目標，也就是0.66元/千瓦時作為參考。
　　
4、屋頂全額上網(wǎng)電價建議
　　
鑒于屋頂分布式電站中全額上網(wǎng)電站比重越來越大，而其成本、運維費用、發(fā)電特點和地面電站相差較大。建議本次調(diào)整價格在二類和三類地區(qū)的新設(shè)屋頂全額上網(wǎng)光伏電站電價，以鼓勵屋頂分布式的開發(fā)和投資。建議按照8%的全投資回報率，系統(tǒng)造價6元/千瓦時，年利用小時1200小時和1000小時的電價分別為0.725元/千瓦時和0.875元/千瓦時，作為此類電價調(diào)整的參考值。
　　
5、屋頂自發(fā)自用電價建議
　　
隨著電改的逐步深入，自發(fā)自用電站的用戶電價越來越低，而且這些電站的建設(shè)、管理和運維難度比一般電站更高，時刻面臨著電費收取風險、房屋損害、改造和拆遷風險。目前很多地區(qū)出現(xiàn)了自發(fā)自用結(jié)算電價加上0.42補貼低于全額上網(wǎng)電價的情況；同時按照地面電站的度電補貼金額來說，也超過0.42元/千瓦時，而此類分布式光伏電站一直是我國鼓勵發(fā)展卻很難大規(guī)模開發(fā)投資的形式，因此建議盡量不調(diào)整此類補貼。
　　
6、2017年光伏電站電價調(diào)整建議表
　　
綜上所述，考慮到不同類型電站和投資、發(fā)電、運維和融資環(huán)境的不同，我們提出了2017年光伏電站電價調(diào)整建議，供有關(guān)部門參考。