电站建设规模的省份，可提前使用2017年的建设规模。不过，从已经发布增补后光伏发电计划竞争性配置结果的一些省份来看，除了个别企业报出一些较低的电价之外，大部分企业仍以当年的标杆电价为基准，对整体的电价降低并无太大影响。
国家能源局表示，追加规模必须通过竞争方式分配，且在分配时要考虑光伏发电成本降低等实际情况，严格控制上网电价上限。
不过，从已经发布增补后光伏发电计划竞争性配置结果的一些省份来看，除了个别企业报出一些较低的电价之外，大部分企业仍以当年的标杆电价为基准，对整体的电价降低并无太大影响。
值得注意的是，对于那些寄望通过低电价来获取项目的企业而言，结果也并没有实现。比如，有的企业虽然报的电价较低，但并没有因此而获得所申报的项目规模，而只是获得了所申报规模的一半或稍高。
上述结果意味着，尽管各界对“抢装潮”颇有争论，但大部分企业还是成功的通过这种方式提前锁定了不菲的收益。
基于此，对于光伏电价而言，如何寻找到更好的调整方式以及调整标准，已是当务之急。否则，当前电价调整方式的弊病已经显而易见。
通过“先上车、后买票”的方式，固然可以使大多数项目“合法化”，但一个报价0.70元/瓦和一个报价0.88元/瓦的项目，同样都能获得合法身份，这可以让两个同样20MW的项目之间的收益之差达到数百万之多。其中是否有什么猫腻，不由得不让人生疑。
其次，在明知道补贴资金存在大额缺口的情况下，这种“抢装潮”下项目规模急剧扩大的结果，无疑是将所有项目都拉下了水，由此拖延了多数项目电价补贴的发放。
电价调整结果出炉
国家发改委在近日发布的《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（以下简称“通知”）中明确，自2017年1月1日之后，一类至三类资源区新建光伏电站的标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.65元、0.75元和0.85元，比2016年电价每千瓦时下调0.15元、0.13元和0.13元。分布式光伏发电补贴标准维持0.42元/千瓦时不变。
就最终的调整结果来看，要低于此前征求意见稿中所给出的幅度。前期征求意见稿曾公布的一类至三类资源区新建光伏电站的标杆上网电价分别为0.55元/千瓦时、0.65元/千瓦时、0.75元/千瓦时，一类至三类资源区新建分布式发电补贴分别为0.2元/千瓦时、0.25元/千瓦时和0.30元/千瓦时。
华鑫证券发布的报告认为，本次最终版电价，较意见稿中的价格高出不少，超出行业预期，有利于维持光伏行业2017年整体需求。同时，调整后的价格将利于优质企业维持合理的盈利空间，减少行业需求剧烈波动的可能，并积极推动行业内优胜劣汰的步伐，最终向平价上网的目标平稳过渡。
两大难题
值得注意的是，上述通知还明确，今后光伏标杆电价将根据成本变化每年调整一次。
不过，对于光伏电价而言，正陷入两难境地，不调整，补贴资金存在巨大缺口；调整，又因存在时间差而出现“抢装潮”，并由此导致项目并网难、补贴资金缺口进一步扩大等问题。
以江西为例，该省能源局近日就表示，江西省光伏应用发展呈现过热趋势，光伏应用后续并网接纳将存在较大压力，极易造成弃光限电的现象发生。
据统计，目前江西全省光伏发电和风电装机已超过电力总装机的10%，部分县光伏发电装机超过当地电网最大负荷。
江西省能源局分析称，2017年，该省光伏发电装机上网容量将超过“十三五”规划总量，光伏发电消纳风险逐步增加，局部地区已存在弃光限电风险，全省光伏发电产业与电网接纳能力矛盾日益凸显。
最新惹人关注的“抢装潮”，无疑是发生于2016年6月30日前的那波“抢装”。
根据国家发改委能源研究所研究员时璟丽在“2016中国分布式光伏品质建设高峰论坛”上发布的数字，2016年前11个月，国内光伏发电新增装机超过3200万千瓦，远远超过了年初确定的装机规模。
对于“抢装潮”下光伏装机大规模增加的情况，国家能源局也给出了自己的对策，一些省份可以通过提前使用2017年的建设规模，作为追加2016年光伏电站建设规模。
与此同时，国家能源局还表示，追加规模必须通过竞争方式分配，且在分配时要考虑光伏发电成本降低的实际情况，严格控制上网电价上限。
不过，就一些省份已经发布的追加规模的项目分配结果显示，除了个别企业报出了一些较低的电价之外，大部分企业仍以当年的标杆电价为基准，对整体的电价降低并无太大影响。
更加值得注意的是项目分配中的透明度问题。比如，有的省份的项目分配结果显示，一个项目申报规模为40MW的项目，申报电价为0.94元/瓦，其最后获得的项目规模为35MW，占其申报比例为87%；而一个申报电价为0.74元/瓦的20MW的项目，获批的规模为10MW，占比为50%。
类似个案还很多，同样是申报价格为0.94元/瓦，获批的项目规模占其申报规模，可以是50%、70%或者其他，显示出没有统一、透明的标准。
显然，当前电价调整方式的弊病已经显而易见，对于光伏电价而言，如何寻找到更好的调整方式以及调整标准，已是当务之急。
国家能源局表示，追加规模必须通过竞争方式分配，且在分配时要考虑光伏发电成本降低等实际情况，严格控制上网电价上限。
不过，从已经发布增补后光伏发电计划竞争性配置结果的一些省份来看，除了个别企业报出一些较低的电价之外，大部分企业仍以当年的标杆电价为基准，对整体的电价降低并无太大影响。
值得注意的是，对于那些寄望通过低电价来获取项目的企业而言，结果也并没有实现。比如，有的企业虽然报的电价较低，但并没有因此而获得所申报的项目规模，而只是获得了所申报规模的一半或稍高。
上述结果意味着，尽管各界对“抢装潮”颇有争论，但大部分企业还是成功的通过这种方式提前锁定了不菲的收益。
基于此，对于光伏电价而言，如何寻找到更好的调整方式以及调整标准，已是当务之急。否则，当前电价调整方式的弊病已经显而易见。
通过“先上车、后买票”的方式，固然可以使大多数项目“合法化”，但一个报价0.70元/瓦和一个报价0.88元/瓦的项目，同样都能获得合法身份，这可以让两个同样20MW的项目之间的收益之差达到数百万之多。其中是否有什么猫腻，不由得不让人生疑。
其次，在明知道补贴资金存在大额缺口的情况下，这种“抢装潮”下项目规模急剧扩大的结果，无疑是将所有项目都拉下了水，由此拖延了多数项目电价补贴的发放。
电价调整结果出炉
国家发改委在近日发布的《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（以下简称“通知”）中明确，自2017年1月1日之后，一类至三类资源区新建光伏电站的标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.65元、0.75元和0.85元，比2016年电价每千瓦时下调0.15元、0.13元和0.13元。分布式光伏发电补贴标准维持0.42元/千瓦时不变。
就最终的调整结果来看，要低于此前征求意见稿中所给出的幅度。前期征求意见稿曾公布的一类至三类资源区新建光伏电站的标杆上网电价分别为0.55元/千瓦时、0.65元/千瓦时、0.75元/千瓦时，一类至三类资源区新建分布式发电补贴分别为0.2元/千瓦时、0.25元/千瓦时和0.30元/千瓦时。
华鑫证券发布的报告认为，本次最终版电价，较意见稿中的价格高出不少，超出行业预期，有利于维持光伏行业2017年整体需求。同时，调整后的价格将利于优质企业维持合理的盈利空间，减少行业需求剧烈波动的可能，并积极推动行业内优胜劣汰的步伐，最终向平价上网的目标平稳过渡。
两大难题
值得注意的是，上述通知还明确，今后光伏标杆电价将根据成本变化每年调整一次。
不过，对于光伏电价而言，正陷入两难境地，不调整，补贴资金存在巨大缺口；调整，又因存在时间差而出现“抢装潮”，并由此导致项目并网难、补贴资金缺口进一步扩大等问题。
以江西为例，该省能源局近日就表示，江西省光伏应用发展呈现过热趋势，光伏应用后续并网接纳将存在较大压力，极易造成弃光限电的现象发生。
据统计，目前江西全省光伏发电和风电装机已超过电力总装机的10%，部分县光伏发电装机超过当地电网最大负荷。
江西省能源局分析称，2017年，该省光伏发电装机上网容量将超过“十三五”规划总量，光伏发电消纳风险逐步增加，局部地区已存在弃光限电风险，全省光伏发电产业与电网接纳能力矛盾日益凸显。
最新惹人关注的“抢装潮”，无疑是发生于2016年6月30日前的那波“抢装”。
根据国家发改委能源研究所研究员时璟丽在“2016中国分布式光伏品质建设高峰论坛”上发布的数字，2016年前11个月，国内光伏发电新增装机超过3200万千瓦，远远超过了年初确定的装机规模。
对于“抢装潮”下光伏装机大规模增加的情况，国家能源局也给出了自己的对策，一些省份可以通过提前使用2017年的建设规模，作为追加2016年光伏电站建设规模。
与此同时，国家能源局还表示，追加规模必须通过竞争方式分配，且在分配时要考虑光伏发电成本降低的实际情况，严格控制上网电价上限。
不过，就一些省份已经发布的追加规模的项目分配结果显示，除了个别企业报出了一些较低的电价之外，大部分企业仍以当年的标杆电价为基准，对整体的电价降低并无太大影响。
更加值得注意的是项目分配中的透明度问题。比如，有的省份的项目分配结果显示，一个项目申报规模为40MW的项目，申报电价为0.94元/瓦，其最后获得的项目规模为35MW，占其申报比例为87%；而一个申报电价为0.74元/瓦的20MW的项目，获批的规模为10MW，占比为50%。
类似个案还很多，同样是申报价格为0.94元/瓦，获批的项目规模占其申报规模，可以是50%、70%或者其他，显示出没有统一、透明的标准。
显然，当前电价调整方式的弊病已经显而易见，对于光伏电价而言，如何寻找到更好的调整方式以及调整标准，已是当务之急。
