光伏标杆电价调整的征求意见稿下发以后，整个光伏圈瞬间沸腾了。简单看了一下几个光伏主流的公众号，这一条新闻的累计阅读量15万以上。今天对光伏标杆电价调整的征求意见稿的几点思考，可能不够成熟，欢迎多提意见！
一、去年和今年两个征求意见稿数据对比
昨天发的，仅仅是一个征求意见稿。我想起去年这个时候，也有过一个电价调整的征求意见稿，不过那时候的调整计划是这样的（见表1）。
最终，2015年底的正式稿提出了2016年执行0.8、0.88、0.98元/kWh的标杆电价，2017年另行确定。
时间仅仅过去一年，新的光伏标杆电价征求意见稿中的标杆电价，甚至比当初预想的2020年电价都要低15%以上。
二、电价下调的基础应该是什么？
光伏标杆电价之所以有这么大的降幅，应该主要基于两个原因：
1）光伏系统造价大幅下降，电价不调整项目收益太高。国家没理由拿全国人民的钱补贴光伏项目，使其产生超额利润。
2）补贴缺口太大。整个行业对此均怨声载道。如果不下调补贴水平，结果很可能是国家兑现不了自己的承诺，致使国家权威受损、企业利益受损。
因此，补贴下调是必然的。
然而，下调多少合适呢？
我觉得要看目的是什么。 是让整个光伏行业在微利情境下继续发展，还是以尽量减少补贴缺口的量入而出？ 我们为了发展可再生能源而收取可再生能源附加，而不是为了把可再生能源附加花出去而发展可再生能源。 因此，“发展可再生能源”才是根本目的，是本质；调补贴只能是因为可再生能源成本下降，保障项目基本收益不再需要如此高的补贴，而如果为了迁就补贴的额度而下降则是本末倒置。
既然如此，那多高的电价才能保障项目的基本收益呢？
三、如何保障项目的基本收益？
根据2016年初中国气象局发布的2015年全国平均的固定式最佳倾角首年利用小时数情况为：
1）东北、华北、西北及西南大部地区在1100h以上，其中新疆大部、青藏高原、甘肃西部、内蒙古、四川西部及云南部分地区在1500h以上； 2）陕西南部、河南、安徽、江苏、四川东部、湖北大部、江西、湖南东部、浙江、福建、台湾、广州、关系中南、贵州西南部在800～1100h之间。 3）四川东部、重庆、贵州中东部、湖南中西部及湖北西部地区不足800h。
可见，首年利用小时数在1500h以上、800h以下的都是小数地区，大部分地区在800~1500h之间。
之前武连明先生曾做过一个研究，基于理想模型获得的反算电价如图1所示。
1、不考虑限电因素、不考虑补贴拖欠情况、不考虑通货膨胀因素； 2、采用现行增值税和所得税政策，电价执行时间为20年，最后五年电价取值0.3元/kWh； 3、组件首年衰减2.5%。以后每年衰减0.7%； 4、全投资融资前内部收益率为8%。
上述测算条件是非常理想的，在目前条件下是不可能的。
图1：基准收益率（ic=8%）下的反算电价
从上图可以看出，即使在不可能实现的理想模型下、以6元/Wp的价格考虑，
0.55元/kWh的电价，即使在首年利用小时数达到1500h也无法实现8%的基准收益率； 0.65元/kWh的电价，即使在首年利用小时数达到1300h也无法实现8%的基准收益率； 0.75元/kWh的电价，即使在首年利用小时数达到1150h也无法实现8%的基准收益率。
与前文的资源数据对应就可以发现，如果采用征求意见稿中的电价，即使在最理想的条件下，几乎所有光伏项目都无法保障8%基本收益率。然而，包头0.52元/kWh与阳泉0.61元/kWh如何解释？
四、0.52元/kWh与0.61元/kWh的电价
任何行业都有佼佼者。在大多数企业的造价水平为6元/W的时候，也会有个别企业能做到5.5元/W，但并不代表行业的整体水平。
领跑者的投标单位都是行业的领先企业，中标的更是领先的佼佼者，中标项目几乎都是行业的最低电价，但阳泉的中标电价中位数为0.77元/kWh；包头的中标电价中位数为0.57元/kWh。
如果连行业最优秀的企业、最低限度也只能做到的水平，也高于征求意见稿中的标杆电价，那也就意味着行业大多数企业其实已经失去了竞争的机会。
五、标杆电价只是门槛
众所周知，目前光伏实行的是竞争性配置。即国家能源局给出的标杆电价仅仅是门槛，要获得项目规模指标，必须跨过这个门槛，给出更低的电价。
既然如此，为何不把这个门槛定低一些，发挥市场的作用，通过充分的市场竞争获得更低的电价呢？ 门槛太高，很容易形成垄断。“ 宽进严出”才能使市场更加活跃、竞争更加充分。 六、关于分布式的补贴
由于分布式的度电补贴是在当地用电电价基础上补，而三类区的用电价格已经有差异了。如果度电补贴再有差异，就会使低的更低，更不利于分布式的发展，跟国家的发展目标想做。因此，我还是赞成采用统一的度电补贴。
七、结语
考虑保障光伏行业最优秀企业的投资项目能够获得基本的收益，考虑到补贴缺口的实际情况，综合考虑建议：
