1.3、我國光伏發電定價的影響因素
　　
　　我國太陽能發電發展程度相對較低，開發利用時間還比較短，相應的價格仍相對較高，現階段對太陽能發電定價的影響因素主要有以下幾點：
　　
　　（1）資源察賦條件。我國幅員遼闊，橫跨多個地理緯度，太陽能資源較不平衡，對于光伏發電而言，太陽能資源的影響較為重要，平均光照強度、光照時間以及天氣氣候都會對光伏發電產生影響。而這些因素較終都會反映到電價上。例如不同建設地點投入相同的成本，但產出卻會差距非常大，規模效益差距明顯，會嚴重的影響投入資金有效性和收益率。
　　
　　（2）光伏電廠建設成本。雖然我國多晶硅、單晶硅產量、光伏電池組件產能均居世界前列，但由于光伏發電設備的核心部件國產化程度還較低，關鍵技術沒有完全掌握，部分部件還要依賴進口，同時由于國產設備良芳不齊，設備質量存在差異，導致的光電轉換效率衰減率、設備預期壽命等因素都會推高成本，以土地資源為例，東部地區土地成本高，西部荒漠、戈壁地區的土地成本就低。設備組件成本、土地資源成本、配套電力輸送工程等建設成本的高低都會嚴重影響固定電價制度下的利潤空間。
　　
　　（3）政策扶持。作為綠色新能源，光伏產業發展之處，由于其發電成本遠超過常規能源發電，完全市場化運作不現實，為促進產業發展壯大，國家在稅收、貸款等方面都會給與較大的補貼扶持力度。相關部門補貼的額度、補貼時限及補貼兌現的時間等這些因素都會影響電價。
　　
　　（4）技術升級。光伏組件原材料比如多晶硅生產價格的走向、技術革新的程度、光電轉換效率的提高、發電組件運行壽命的長短、大容量儲能設備的研制和商業化使用等也會對的光伏發電價格造成非常大的影響。
　　
　　（5）就近消納和送出工程是否受限。我國大規模光伏電站一般都建設在偏遠地區，遠離負荷中心，就近消納存在著較大的困難，而作為配套的送出工程往往不能及時建設，或者送出工程造價過高，導致電力送出受限，或送出線路過長引起的電力線路能量損失多少，對企業預期收益造成影響。這些都應該是定價過程中應考慮的因素。
　　
　　（6）技術條件。由于太陽能發電的非持續性，導致對電網的穩定運行造成一定的影響，為避免對正常的經濟生產和日常生活造成影響，因此就需要相應的火電、水電等常規能源提供備用容量及調頻調峰等輔助服務，這些輔助服務的提供需要進行一定的經濟補償，一旦納入輔助服務考核，將對光伏發電企業的收益造成影響。
　　
　　（7）替代能源價格。光伏發電未來是作為常規化石能源的替代能源的形式出現并發展的，替代能源價格的浮動引起常規電力上網價格的波動會對產業發展及光伏上網電價的制定造成影響。
　　
　　二、我國光伏發電價格的規制現狀
　　
　　2.1、光伏發電發展現狀
　　
　　我國光伏發電產業開發潛力巨大，首先光伏發電可以緩解當前的能源短缺問題，其次光伏發電過程不會帶來常規能源所產生的環境污染問題。光伏發電作為一種新型能源模式，加上其具有清潔環保的發電方式，較低的市場進入門檻，沒有龐大復雜的大型發電設備，不需要太多的運行管理人員等優點，光伏發電產業在世界各國越來越多得到了發展。新世紀以來的短短幾年，我國光伏發電產業從無到有迅速發展，無論光伏電池組件產量、還是光伏發電裝機容量均己位居世界前列。截至2013年底，全國22個主要省（自治區、直轄市）已累計并網741個大型光伏發電項目，主要分布在我國西北地區。累計裝機容量排名前三的省份分別為甘肅省、青海省和新疆自治區，分別達到432萬千瓦、310萬千瓦和257萬千瓦，三省（區）之和超過全國光伏電站總量的60%。各省（自治區、直轄市）光伏電站裝機情況見表2、圖20。
　　
　　根據國家能源局較新統計信息顯示：截止2014年，我國全年光伏發電累計并網裝機容量28050MW，同比增長60%，其中，光伏電站23380MW，分布式4670MW。光伏年發電量約250億千瓦時，同比增長超過200%02014年，全國新增并網光伏發電容量10600MW，約占大部分國家新增容量的四分之一，占我國光伏電池組件產量的三分之一，實現了年均增長1000萬千瓦的目標。
　　
　　就西北地區的發展情況初步統計，截止2014年底，全網光伏發電總裝機14734MW，占總裝機的8.9%；以青海省為例，截至2014年底，其光伏電站總裝機已達到4288.8MW，占全省總裝機的23.27%，2015年，青海省還有1030MW的光伏電站并網發電。而預計西北全網將有136座光伏電站并網發電，共計新增發電容量5528MW。
　　
　　2.2、西北區域太陽能等可更新能源價格規制情況
　　
　　技術進步是光伏發電大規模開發和利用的要點，但電價問題才是促進光伏發電快速發展的關鍵，光伏發電的電價規制事實上是典型的價格規制問題。雖然經過了數年發展，但我國光伏發電產業仍處于產業初始發展階段，雖然經過持續的技術革新，成本較以前有了大幅下降，但其實際的發電成本仍高于傳統常規能源成本，光伏上網電價還不足以和常規能源在同一平臺進行直接競價，還需要繼續對其進行價格規制，以保障和促進光伏發電產業的生存和發展，保障性的價格規制政策是現階段應該繼續處于主要地位。由于西北區域光伏發電規模很大，所以以其為例針對光伏電站上網電價進行研究就具有代表性。
　　
　　●可更新能源發電電費（補貼）結算情況
　　
　　目前，風電、光伏發電標桿上網電價在當地脫硫燃煤機組標桿上網電價以內的部分，由當地省級電網企業負擔、結算；高出部分，通過全國征收的可更新能源電價附加分攤解決。西北地區各省脫硫燃煤機組標桿上網電價分別為：陜西0.3974元/千瓦時、甘肅0.3343元/千瓦時、青海0.3540元/千瓦時、寧夏0.2886元/千瓦時、新疆0.2500元/千瓦時。各省級電力企業對應承擔的火電標桿電價部分按月進行及時、全額支付。風電、光伏發電電價附加補助資金自2012年起按照財政部《關于印發<可更新能源電價附加補助資金管理暫行辦法>的通知》（財建[201幻102號）執行，原則上實行按季預撥、年終清算。西北地區各省級電網企業積較協助發電企業向省級財政部門上報可更新能源電價附加補助申請，在收到財政撥付的補助資金后，及時、全額支付給發電企業。以寧夏電力公司為例，2013年1-5月，寧夏公司分3批共支付轄區可更新能源電價附加資金補助84454萬元，緩解了可更新能源發電企業資金緊張的困境。2013年7月國家財政部印發了《關于分布式光伏發電實行按照電量補貼政策等有關問題的通知》（財建【2013】390號），改進光伏電站、大型風力發電場等補貼資金管理，簡化有關程序，加快資金撥付速度；并規定了分布式光伏發電項目按電量補貼的實施辦法。8月，國家發改委一步明確了分布式光伏發電的電價補貼標準。但由于西北區域分布式光伏發電發展緩慢，總裝機容量有限，通過可更新能源發展設立資金補貼的費用占比很小。