近日，关于新能源标杆电价调整的征求意见函引起了业内的强烈反应，10月15日，第十六届中国光伏大会学术会议在天津召开。国家发改委能源研究所研究员王斯成教授在会议上通过详实的数据对中国光伏上网电价进行了测算分析。
一类太阳能资源区内蒙古包头“领跑者”基地投标最低价：0.52元/kWh，比当地光伏标杆电价(0.80元/kWh)低了35%;
三类太阳能资源区山西阳泉“领跑者”基地投标最低价：0.61元/kWh，比当地光伏标杆电价(0.98元/kWh)低了37.8%。
难道投标者疯了吗?
王斯成老师表示，“电价是否合理取决于边界条件，包括资源分区、设备价格、贷款比例、利息、运维费用等，价格司需要征求业内意见，确定合理的边界条件。边界条件合理，价格也就合理了。这里的测算结果并不包括补贴拖欠、弃光、贷款难和土地人工费用上涨等因素。这些边界条件一变，合理电价就会高不少。”
影响光伏发电上网电价的边界条件(因素)
光伏电价测算直接受边界条件的影响，边界条件确定了，电价也就确定了;边界条件不同，则电价必然不一样。
一、太阳能资源分区和光伏电价测算基准
1、根据光伏发电实际要求和覆盖区域，重新划定资源区，电价测算4个分区，
与原来国标分区数量一致，也与风力发电的分区数量对应;
2、最后将第1、2类资源区合并为I类区(原因不清楚)。Ⅰ类区水平面总辐射量>1420kWh/m2，Ⅱ类区≥1250kWh/m2，Ⅲ类区按照<1250kWh/m2。
3、重新分区后I类区43个台站，占台站总数的45%;II类区27个站，占28%;III类区26个站，占27%。
4、资源分区与等效利用小时
年等效利用小时数=倾斜光伏方阵面的辐射量×效率
1)采用RetScreen软件计算固定倾角倾斜光伏方阵的发电量(96个气象站逐一计算得出);
2)系统能效比(PR)按照80%，适合于大型光伏电站。
3)根据光伏发电实际要求和覆盖区域，重新划定资源区;
4)最后将第1、2类资源区合并为I类区。I类区测算参考小时数1500小时，II类区测算参考小时数1200小时，III类区按照1000小时测算。
注：均为20年平均等效
二、光伏电站初投资和分项概算
10MW光伏发电支架形式投资情况(单位：万元)
注：占地与占地比例与当地纬度和光伏组件的效率相关，这里考虑纬度30-45度，组件效率16%。纬度越低则占地越少，反之则高;效率越高也占地越少，反之则高。
财务及运维等其它边界条件
注：购项增值税可以抵扣销项增值税，“营改增”后安装和土建工程的11%增值税也可以抵扣销项增值税。
固定安装—容配比1.0：1.0，光伏电价测算
与发改委价格司公布的光伏标杆电价具有相同的边界条件。
固定安装—容配比1.2：1.0，光伏电价测算
4种情景下2017年合理电价
1)提高容配比，发电量线性提升，电价线性下降。发电量提高20%，电价下降约10%;
2)太阳跟踪器的增效幅度与资源区相关，I类资源区效果最佳，III类资源区效果较差。
三、结论和建议
1、合理的边界条件是科学计算光伏电价的依据，不同的边界条件必将导致不同的光伏电价;
2、征求意见稿没有给出资源条件和等效利用小时数的边界条件，无法判断其计算的合理性和科学性。原来个别台站的分区有误，如太原和阳泉水平面全年总辐射1300kWh/m2，应当属于2类，却归到3类区;青海玉树1700kWh/m2，本属1类，却归到2类。建议重新认真核定资源区的划分;
3、建议政府在出台电价政策之前应当广泛征求光伏业界意见，合理确定边界条件，科学测算光伏电价;
4、按照2017年的价格水平，同等条件下三类资源区合理电价：0.58元/kWh，0.72元/kWh和0.86元/kWh;(征求意见稿的资源条件如果同以前一致，则0.55、0.65和0.75的电价比例关系不对。)
5、通过技术创新，完全可以使电价在现有基础上再下降10%-20%;
6、测算电价时没有考虑“弃光”、“补贴拖欠”、贷款难、土地/人工成本增加等风险;
7、建议分区标杆电价仍然以固定安装，容配比1：1制定，留出一定的创新空间和抗风险能力;
8、分布式光伏电价不但与资源条件有关，还与电网的销售电价相关，分布式的市场潜力很大，需要政府通过电价政策引导，建议不分资源区，仍然采用固定电价补贴方式，补贴标准维持在0.4元/kWh左右。
