对于分布式光伏，在过去两三年，我们一直在探讨如何找到合适的项目、怎么去建立更好的商业模式以及融资模式等一些新业态问题。虽然这些问题三年前就提出来了，但实际上现在仍是整个行业需要共同努力的方向。还有分布式光伏如何结合电改形势等发展。
从政策方向看，根据最近一个月之内陆续颁布的国家有关规划提出的目标，2020年光伏发电装机要达到1.05亿千瓦，我们理解这是一个底限目标。如果通过行业的努力能够做到更多，我想这也应该是政府部门和全社会都能够受益的事情。
光伏发电“十三五”的重点发展领域，就是更加强调多元化发展，尤其是分布式光伏和光伏+的应用，作为《太阳能发展“十三五”规划》重点任务中的第一条，是“十三五”期间光伏发电发展领域最主要、最重要的任务。
对于大型电站的建设，规划更多强调优化和布局，包括要持续地实施光伏领跑者计划以及光伏扶贫计划。另外，也强调了技术创新和产业升级。
电价问题
电价政策的有效实施促进了我国包括光伏发电在内的整个可再生能源市场和产业在“十一五”和“十二五”期间的迅速发展。2006年《可再生能源法》实施以后，我国对可再生能源发电定价采取的原则是成本加合理利润，方式是政府定价或者是政府指导价。到目前为止，方式和原则还没有发生变化。
但是，近期的形势发生了一些变化。
2014年和2015年，我国连续几次较大幅度地下调了煤电标杆电价，这使得可再生能源标杆电价与煤电之间的电价差距增大了。也就是说，可再生能源电力的度电补贴相应增加，这也是可再生能源补贴资金缺口进一步增大的主要原因之一。总体上，从2016年主要电源的电价水平来看，无论是相对于煤电、天然气发电，还是其他可再生能源电力，光伏发电的电价仍然处于一个相对较高的水平。
对于分布式光伏电价政策，国家在去年调整了自发自用和全额上网两种政策，“自发自用、余量上网”模式采用0.42元/千瓦时的电价补贴;“全额上网”模式项目则与集中电站的电价和补贴发放管理模式完全一致。这两种模式在项目投运的时候任选其一，其后可以单向调整。也就是说，可以从“余量上网”模式转向“全额上网”模式，可以调整一次，但是不能进行反向调整。
对于包括光伏发电在内的整个可再生能源行业，电价政策是影响产业发展以及市场发展的重要政策因素，但当前电价政策的调整确实也面临着很多的难点和挑战。
首先是电价水平的调整难以及时反映可再生能源发电成本的变化。其中，最明显的就是光伏发电，因为光伏发电近几年在技术进步、产业升级和成本下降方面确确实实非常显著，而电价政策的调整频次相对较低，这就导致每次调整的幅度很大，因此也导致了可再生能源发电市场较大幅度的波动。
去年风电的“1231”和今年光伏的“630”现象，对于产业的良性发展是不利的。可能明年无论在哪个月调整光伏的电价补贴，市场有可能还要重新复制今年的情况。
其次，电价政策调整难还有一个原因，就是刚才提到非技术性成本，确实加大了电价水平调整的难度。非技术成本原本不应该在电价中考虑，但这又是企业实际面临的问题，所以在做调整的时候又不得不考虑。可是到底要考虑哪些因素，不同因素考虑的度是多少，导致电价可能出现不同的调整方案。
我觉得，对于一些相关的政策，比如说合规的土地政策以及一些税费问题，是可以考虑的。但是，过高的税费，或者地方的一些不规范的税费，确实难以在电价中完全反映。
另外，电力体制改革对于包括可再生能源电价在内的电价机制调整也提出了很多新要求。根据电力体制改革文件，我梳理出跟可再生能源电价相关的几项，主要是输配电价改革、计划电量机制改革、由市场形成电价或直接交易机制。其中，输配电价改革、由市场形成电价或直接交易机制都与分布式光伏发电的电价和补贴政策直接相关。
电价机制改革对分布式光伏发电来说是一个非常好的机遇。但如果不能做到前期很好设计的话，如果没有纳入到电价机制调整总体考虑中话，类似目前部分地区实施的直接交易的电改，实际上牺牲的是可再生能源发电企业的利益，会使可再生能源发电收益下降，但电价水平却难以及时反映出来。
从电价调整方向来看，去年年底，国家发改委价格司公布的政策新增了一项原则，即随着发展规模调整相应的电价水平。另外，今年上半年，国家能源局新能源司也颁布了一些重要的文件和机制，比如全额保障性收购制度等，这些都会对电价调整产生影响。
再有，刚才提到输配电价改革以后，固定标杆电价政策怎么结合市场化的步伐来进行实施。比如说在一些输配电价改革试点地区，如果不存在煤电标杆电价，电源都去竞价时，可再生能源的电价就需要由原来差额补贴模式转为度电定额补贴或者是市场溢价政策。
还有可再生能源绿色电力证书制度，现在看来，推进的进度相对缓慢一些，但如果能够推进的话，就可以降低对补贴资金的需求。
今年在光伏发电开始试行引入招标机制。对于分布式光伏，还需要更加强调地方性的经济激励机制的作用。
在刚刚颁布的《太阳能发展“十三五”规划》中，提出到2020年光伏发电的电价水平要在2015年的基础上降50%以上。如果没有革命性的技术进步，我觉得实现这一目标是有很大难度的，2020年电价水平需要降低到0.45-0.5元/千瓦时，对于 III类地区挑战很大我觉得，《可再生能源发展“十三五”规划》提出来的光伏电价与电网的销售电价相当这一目标更务实一些。或者说，通过业界的努力，光伏发电成本在2015年基础上，到2020年降低50%，还是可能实现的。
从即往发展看，无论是国际还是国内，光伏发电成本确实实现了显著下降，并且光伏发电在部分国家和地区已经具有了成本竞争力。
从我们做的光伏发电成本研究的结论看，光伏发电成本和电价需求下降潜力大，这是业界公认的，但对于成本的具体预测，难度也是非常大的。
今年10月份我们更新了对电价需求的测算，如果按照固规定的全额保障性收购小时数，考虑到明年可能的产品价格情况，预期，明年三类地区的光伏发电电价需求是在每千瓦时0.61、0.70和0.83元。电价需求测算没有考虑其他的非技术性相关成本。
分布式光伏电价
再简单讨论分布式光伏发电的电价，尤其是“自发自用、余量上网”模式的电价。近几年由于煤炭标杆电价和电网销售电价水平的降低，造成分布式光伏发电的实际收益减少了差不多5-7分/千瓦时。但从国家发改委价格司的征求意见稿来看，“自发自用、余量上网”模式的电价补贴水平下调幅度是比较小的，即未来“自发自用、余量上网”模式的回报率可能是高于“全额上网”的模式，从而可能会影响光伏市场各类型的比例。
对于分布式光伏发电度电补贴政策，建议按照用户的类型来区分补贴调整额度，因为现在对于一些商业屋顶项目，已经具备不用补贴的条件。但是，民用建筑光伏的补贴需求，可能目前0.42元/千瓦时的度电补贴在某些地区还不够。所以，下一步我们建议按照用户类型细分分布式光伏补贴政策。
对于分布式光伏的民用建筑市场，可以采用4s店模式，居民电价较低带来的经济性问题需要新的政策来解决。对于一般工商业和大工业建筑的分布式光伏应用市场，商业模式和投融资模式以及保险和信贷政策方面的创新是需要进一步努力的方向。
最后，简单做一下展望。
从资源角度，如果仅仅利用5%的荒漠地带，我国光伏发电装机潜力可以达到15亿千瓦;我国分布式建筑光伏和其他分布式光伏利用，如利用公路、铁路、湖面或者是设施农业，装机潜力也可以达到11万千瓦。近期，光伏发电可以作为可再生能源的增量的主力方向之一，希望在2020到2030年，光伏发电在资源、技术、成本、环境等多个方面具备优势条件，成为战略能源之一。
在今年10月底的苏州国际能源变革论坛上，国家可再生能源中心发布了《中国可再生能源展望2016》，设定了既定政策情景和高比例发展情景。在高比例发展情景之下，光伏发电在2030年可以超过10亿千瓦，可再生能源的能源贡献量可以超过30%，其中水电、风电和太阳能各占据三分之一的份额。
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