“西北部的甘肃、宁夏等区域太阳能资源丰富，但是电网较为薄弱，已存在风电弃风问题，因此要在政策上提前规划，避免大型光伏电站‘弃光’发生;而对于分布式光伏发电，为了电网的安全考虑，目前更鼓励自发自用。”国家电力科学研究院新能源研究所副所长刘纯在谈到国家发展改革委日前下发的《关于完善光伏发电价格政策通知》意见稿时，发出了与众不同的声音。

刘纯向记者表示，尽管许多业内人士认为《意见稿》是在给光伏产业泼冷水，但从更长远的角度分析，该《意见稿》具有很强的调控和指导意义，意在引导我国的光伏产业走向理性、平稳、健康和可持续的发展道路。

细看《意见稿》，最引人注意的是，与以往全国除西藏地区外统一上网电价的政策不同，《意见稿》根据各地太阳能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类太阳能资源区，并制定了相应的标杆上网电价，分别是：青海海西、海北、果洛、玉树Ⅰ类资源区上网电价为0.75元/千瓦时;新疆、宁夏、内蒙古、青海西宁等Ⅱ类资源区为0.85元/千瓦时;北京、天津、黑龙江、河北承德等Ⅲ类资源区为0.95元/千瓦时;其他地区仍然为1元/千瓦时。

“分类上网电价的推出，是最大的进步。”中国可再生能源学会副理事长孟宪淦告诉记者，自2006年实施《可再生能源法》开始，分类上网电价的呼声一直很大，而此次《意见稿》不仅明确了各类别的上网电价，还明确了20年的补贴期限，其实就是明确了光伏发电市场开拓的几个关键条件——价格和运行的时间，利于投资者计算投资规模和回报期。

另外，分资源区的光伏上网电价是争议最大的地方，外界普遍认为该电价低于市场预期。对此，刘纯认为应该读懂价格背后的政策导向。他指出，光伏发电需要国家的财政补贴，称得上是一个昂贵的产业，如果把一个本身就昂贵的产业再补贴到暴利的程度，有悖于常理。

但0.75~1元的上网电价真让光伏电站开发商无利可图吗?并不尽然。刘纯表示，在光伏产品价格明显下跌的背景下，按照《意见稿》的上网电价折算，光伏发电的成本回收期应在10~15年。“相较于电力其他领域，如火电、水电、风电等，10~15年的投资回报期已经算快的了。”对比四类地区，不难发现Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区之间的上网电价分别相差1毛，而Ⅳ类与Ⅲ类地区之间仅相差5分钱。“Ⅳ类地区的光伏资源与其他地区相差近乎一倍，而上网电价却相差无几，这很明显是要减少在东南沿海地区发展大型的光伏电站。”刘纯表示，价格背后的另一个政策导向是，推动我国可再生能源走出重点区域，向更大区域均衡发展。

以往除了西藏以外，我国其他地区的标杆上网电价实行统一的1元钱，因此光伏开发商都集中在光照资源好、盈利空间大的青海、甘肃等地区。有资料显示，我国并网的光伏发电中，将近2/3都集中在青海、宁夏和甘肃。这些地区本身已经存在风电弃风痼疾，一旦再继续大规模上马光伏发电项目，“弃光”也将在所难免。而阶梯式的上网电价可以让区域间的盈利潜力相对均衡，从而引导光伏电站向Ⅱ、Ⅲ类资源区转移，有利于科学能源规划。

自2012年国家能源局发布《可再生能源发展“十二五”规划》开始，许多人就对分布式光伏发电蠢蠢欲动。不过，此次《意见稿》中0.35元/千瓦时的电价补贴显然会打击到他们的积极性。

“其实，政策的意图很明显，更加鼓励分布式光伏发电在工商用电单位的自发自用。”这一点，孟宪淦和刘纯达成了共识。由于分布式光伏发电频繁的大容量接入电网，会对现有的电网安全运行造成冲击，也会导致分布式光伏电站附近的电力用户用电可靠性下降，欧洲一些国家已经得到了类似的教训。因此，出于对电网的安全性考虑，目前政策更鼓励工商用电单位的分布式光伏发电。

更为重要的是，与居民用电相比，商业用电价格更高，有些地区电价甚至超过了1元，在自发自用的前提下，再加上每度电补贴的0.35元，利润空间不容小觑。

不过，需要注意的是，根据《意见稿》，自发自用电量补贴0.35元/千瓦时，余电上网电量则执行当地燃煤发电标杆上网电价。

因此，把握好光伏装机的度非常重要。刘纯表示：“如果装机容量和用电负荷相匹配，是非常划算的。但如果装机量超过自身负荷，用不了的上网，则是亏本买卖。”