目前正在走会签流程的2017年光伏标杆上网电价文件显示，Ⅲ类资源区的光伏电站标杆上网电价将调整至0.8元/千瓦时，这与2016年0.98元/千瓦时的电价相比下降幅度约18%。

       由于处在会签流程中的政策文件也有调整的可能性，光伏們在此呼吁适当上调一下Ⅲ类资源区的标杆上网电价。此前，光伏們曾呼吁谨慎对待630的电价调整节点设置（点击查看之前的相关报道“630”电价调整节点对光伏行业弊大于利，地方指标发放迟缓为核心痛点）。

       原因主要为以下三个方面：Ⅲ类资源区日照差异较大，要考虑到日照较差地区的光伏电站投资；地面电站将全面实施竞价制度，适度调高Ⅲ类地区电价可以让竞争空间更充足；分布式光伏所占用的屋顶风险点分散，很多项目需要采用“全额上网”的模式；组件价格随市场变化波动较大，其他环节成本有所上升，利润空间大幅压缩后难以保证电站质量控制。

       将Ⅲ类资源区的标杆上网电价降至0.8元/千瓦时，按照目前的电站建设6元/瓦的成本核算，全投资的资本收益率在日照较差的地区将无法达到投资企业的基准要求。如湖南、广东、广西、贵州、江西南部等地区光照资源条件略差的地区将受到电站投资商的“冷落”。

       一位从业多年的电站投资商高管向光伏們表示，“按照0.8元/千瓦时的电价，湖南、贵州等省份的几乎全部区域以及广西、江西等省的部分区域都不具备投资价值，除非地方政府提供额外的度电补贴。我们甚至都考虑放弃这些区域的已经处于前期开发的项目了。”

       而这些地区也同样需要享有发展清洁能源的条件资源，但事实上，这些地区近几年所获得的指标基本都无法完成，如贵州在今年才建成了该省的第一座地面光伏电站。大幅下调的Ⅲ类地区标杆上网电价对于这些地区的投资热情来说更加是“雪上加霜”。

       国家能源局从2016年起就开始鼓励各省采用竞争方式分配指标，2017年地面光伏电站的“竞价”机制将进一步深化。根据光照资源的分类，Ⅲ类资源区涵盖范围较广，既包括山东、河北等光照较好的地区，但同时也包括湖南、广西、福建等光照小时数低于1000的地区。

       竞价机制的初衷，除了合理推动行业降本，还可以将各地由于光照资源的差异带来的收益率“水分”挤干净，以保障Ⅲ类资源区内的各省份电站投资商都可以获得合理的项目收益率。

       如果Ⅲ类资源区的电价定价过低，留给日照资源较差的区域的竞价空间将非常狭小，甚至无法开展竞价工作。

       大幅度的下调标杆电价也将不利于“全额上网”模式分布式光伏电站的发展。由于全额上网模式屋顶分布式光伏享受地面电站标杆上网电价，那么Ⅲ类地区全额上网分布式也将采用0.8元/千瓦时的上网电价。

       分布式光伏风险点较分散，部分项目不得不采用全额上网的模式来规避风险，势必将打击此类模式的投资企业积极性，也将不利于分布式光伏电站的推广发展。

       另外，对于单独下发指标的光伏扶贫电站究竟如何确定电站补贴模式至今仍未有明确的文件指示，由于目前光伏扶贫工程模式与实操层面仍存在较大风险，那么电价下调无疑将给参与光伏扶贫项目的电站投资商带来更多的不确定性与风险。

       出于对光伏电站质量的考量也呼吁适当上调标杆上网电价，只有保障光伏电站从制造端到应用端等各环节合理的利润空间才能有力保证最终的工程质量以及寿命期限。组件价格作为建设成本中占比较大的部分，一直被作为考量标杆上网电价调整的重要指标。纵观2016年全年组件价格变化情况，在第三季度达到最低点之后，四季度又开始逐渐回升，3元/瓦以下的光伏组件并不是市场主流价格的反应。同时，过低的电价对于推广新的技术和产品也不利。

       值得注意的是，从目前光伏市场来看，成本降低带动组件销售价格下降是趋势，但最主要的影响因素来源于供需关系，这一点从今年的组件价格变化趋势中略窥一二。630之前组件价格一直坚挺，主要是由于上半年为了抢到2015年电价而导致的抢装潮所致。如上文所述，降本带动价格下降是趋势，相比于2015年同时期，组件价格下降了0.8元/瓦左右，但不可忽视的同样还有制造企业愈发“难看”的财报数据。

      

       除了组件价格之外，11月份以来，包括钢材，铝，玻璃等原材料价格不断上涨也是不争的事实，甚至连物流成本近期又较大幅度的上涨，进而也将导致光伏系统支架、电缆以及变压器等设备和材料的价格波动。另外，在光伏电站建设中包括土地、外线、前期开发成本等在内的非技术性成本也是不可忽略的考量因素之一。

       所以，在技术进步还没有完全能够实现带动降本的阶段，合理的电价才能助力光伏行业可持续健康的发展。