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。
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