购电成本
处于领先地位。
报告指出，2020年，容量在100-500MW之间的大型公用事业太阳能项目的成本比5-20MW的小型项目低17%。公用事业太阳能项目的平均运维成本从2011年的每年约32美元/kW降至
2020年的16美元/kW，降幅为50%。
公用事业太阳能项目的平准化度电成本(LCOE)自2010年以来下降了85%，跌至34美元/MWh。资本成本降低、容量系数提高、运营费用降低、设计寿命延长以及
增长中处于领先地位。
报告指出，2020年，容量在100-500MW之间的大型公用事业太阳能项目的成本比5-20MW的小型项目低17%。公用事业太阳能项目的平均运维成本从2011年的每年约32美元
/kW降至2020年的16美元/kW，降幅为50%。
公用事业太阳能项目的平准化度电成本(LCOE)自2010年以来下降了85%，跌至34美元/MWh。资本成本降低、容量系数提高、运营费用降低、设计寿命
投资模式与火电的投资模式不同，风光的前期投入很大但后期投入较小，而火电除了前期投资后续还有持续的原料成本，这就意味着风光没有动力将上网价格与市场价格挂钩，在已经实现平价上网的背景下追求20年确定收益是
最优选择，而火电由于原料持续投入不得不采用市场价格来平抑原料成本风险。
可见，这一轮电价市场化改革，更多是理顺并解决火电的价格传导问题，保障电力安全稳定供应，对新能源的影响相对较少。
03
工商业
发的直流电通过逆变器后进入控制柜，并直接用于家庭负载，用户能够以光伏发电成本价获得自用电量，剩余电量向电网出售，光伏发电量不足自用亦能从电网处购电。
对于分布式业主来说，开发电站的商业模式主要有全款
的家庭不能自用电力，而需从电站购电作家庭负载使用。
自发自用，余电上网模式中，分布式光伏发电系统产生的电力主要由用户自己使用，多余的电量才售于电网。同样以户用分布式为例，光伏系统
煤电标杆电价的部分也不变。但对于自发自用、余电上网项目而言，由于企业用电成本上升，电价打折的基数可能增加，收取的电费相应增长。
对于尚未安装屋顶分布式光伏的工商业业主而言，他们将面临一个新的选择：是
多的高耗能行业市场电价不受上浮20%限制，有利于更好地发挥市场机制作用，让电价更灵活反映电力供需形势和成本变化，在一定程度上缓解燃煤发电企业经营困难、激励企业增加电力供应，抑制不合理电力需求，改善电力
，市场交易电价出现一定上浮，企业用电成本会有所增加，但总体有限。
同时，我委考虑到不同用户的情况，还作了针对性安排：一是各地根据情况有序推动工商业用户进入市场，并建立电网企业代理购电机制，确保平稳实施。二是
工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。目前尚未进入市场的用户，10千伏及以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入。适应工商业用户全部进入电力市场需要，进一步放开各类电源发电
。硅料的价格从2008年20美元/公斤，涨到了2010年前后的480美元/公斤。当时行内流传着一个故事，有南方客商投入1亿元，建设了几条切片机生产线，结果3个月时间就收回了成本。
一时间，国内
，徐鹏飞曾经算过一笔账：居民用电的电价是每度0.5469元，他卖给供电公司的电价大概是四角钱。
按照一年发电2600度，每度不到5角钱计算，徐鹏飞投入的两万元，需要15年才能收回成本，后来国家在
。 此外，为进一步降低中核兰铀分离功产品的生产成本，加强各成本要素的管控，结合中核兰铀用电成本占比较大的现状，经深入调查研究，拟在生产区建设分布式光伏发电项目，采用自发自用，余量上网的模式，减少外购电
-0.1元。
三、不断完善电力市场容量电价补偿机制。综合考虑发电机组类型、容量级别、发电能耗等因素，对参与电力现货市场的发电机组施行容量电价机制，以补偿发电机组固定成本。容量补偿费用从用户侧收取，收取
标准为每千瓦时0.0991元。
四、明确电力市场峰谷分时电价机制。电力中长期交易市场交易合同未申报用电曲线或未形成分时价格的，结算时购电价格按目录分时电价机制规定的峰谷时段及浮动比例执行。电力现货市场
，对区域内分布式光伏发电量统一开展收购电量、结算电费，并协调开展碳交易、绿证出售等服务；
政策性银行为投资开发公司、项目公司或EPC承接主体提供低息、长期贷款，或协助对项目进行融资
地区。
交通运输条件：尽量选择靠近已建成公路，周围交通运输条件较好的地区。
建筑物的高度：综合考虑风荷载、二次搬运及运行维护成本等因素，应优先选用低层建筑物。
屋顶的类型及
