一、资源概况
青海省地处青藏高原东北，平均海拔4000m左右，空气稀薄，透明度大，气候干燥少雨，晴天多，太阳日照时数长，年均日照率达60—80%，太阳能资源丰富，各地年日照时数在2300～3550h之间，太阳辐射总量在5637～7420MJ/m2之间，年资源理论储量为67万亿kwh，仅次于西藏，居全国第二位，在全国太阳能资源分布中分别属于一类(最丰富地区)和二类(较丰富地区)，太阳能资源利用具有极大优势。全省太阳能资源分布特点是：柴达木盆地西部最为丰富，年日照时数在3200～3600小时之间，年总辐射量可达7000～8000MJ/m2，为全国第二高值区。其中冷湖地区为全省之冠，青南地区及海东、海北大部分地区太阳辐射量及日照时数相对较低。
二、电价及补贴政策
①光伏电站
根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为三类标杆上网电价区，相应制定光伏电站标杆上网电价。
表1：全国光伏电站标杆上网电价
②分布式光伏
对分布式光伏发电实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元(含税，下同)，通过可再生能源发展基金予以支付，由电网企业转付;其中，分布式光伏发电系统自用有余上网的电量，由电网企业按照当地燃煤机组标杆上网电价收购。
青海省目前暂无针对光伏项目的地方性电价补贴政策。
三、经济性评价
青海省属于太阳能资源丰富区域，光伏地面电站对应的标杆电价有2个，一个是I类资源区，即青海海西州，执行0.80元/kWh;另一个是II类资源区，除海西州以外的青海所有地区执行0.88元/kWh。分布式光伏项目执行0.42元/kWh的电价补贴。其中海西州年满发小时数约为1500，其他地区大概在1300-1400小时之间。
1、Ⅰ类资源区情况——光伏电站项目
假设光伏项目的单位千瓦造价为8000元，年满发小时数为1500小时，地面电站装机容量为10MW，根据计算，项目融资前税前收益率在10.38%之间，投资回收期在8.94年之间，项目具有较好的盈利能力，但盈利较电价下调前略有降低。具体见下表。
表2：青海省Ⅰ类资源区光伏电站项目财务指标表
2、Ⅰ类资源区情况——分布式光伏项目
假设分布式项目装机容量为1MW，年满发小时数为1500小时。如采用全部上网模式，上网电价为0.8元/kWh;采用自发自用，余电上网，自发自用部分电价为售电价格+0.42元/kWh，上网部分为当地燃煤标杆电价+0.42元/kWh;全部自发自用，电价为售电价格+0.42元/kWh。根据青海省电网售电价表，青海省峰谷时段电价不同，综合后最高的售电价格为一般工商业用电——0.95元/kWh，因此分布式项目选择由一般工商业用户投资，全部自发自用收益最高。由于电价调整对自发自用型分布式光伏影响不大，且单位造价降低，因此计算项目融资前税前收益率在16.53%之间，投资回收期在6.22年之间，项目盈利能力较好。具体见下表。
表3：青海省Ⅰ类资源区分布式光伏项目财务指标表
3、Ⅱ类资源区情况——光伏电站项目
假设地面电站装机容量为10MW，年满发小时数为1400h，电价为0.88元/kWh。根据计算，项目融资前税前收益率在10.38%之间，投资回收期在8.93年之间，项目具有较好的盈利能力，但较电价下调前略有降低。具体见下表。
表4：青海省Ⅱ类资源区光伏电站财务指标表
4、Ⅱ类资源区情况——分布式光伏项目
假设分布式项目装机容量为1MW，年满发小时数为1400h。如采用全部上网模式，上网电价为0.88元/kWh;采用自发自用，余电上网，自发自用部分电价为售电价格+0.42元/kWh，上网部分为当地燃煤标杆电价+0.42元/kWh;全部自发自用，电价为售电价格+0.42元/kWh。根据青海省电网售电价表，青海省峰谷时段电价不同，综合后最高的售电价格为一般工商业用电——0.95元/kWh，因此分布式项目选择由一般工商业用户投资，全部自发自用收益最高。以此计算项目融资前税前收益率在14.99%之间，投资回收期在6.72年之间，项目盈利能力较好。具体见下表。
表5：青海省Ⅱ类资源区分布式光伏项目财务指标表
四、备案流程
青海省对光伏电站项目实行总量控制，光伏电站项目建设由业主单位在项目所在地州县逐级向市、省申报项目备案，由青海省能源局根据各地区光伏电站建设情况进展和总量指标最终确定光伏电站项目，项目列入省公布计划。
根据青海省发展和改革委员会《关于分布式光伏发电有关事宜》的通知(青发改能源〔2015〕46号)的文件要求，青海省内分布式光伏电站由市州能源主管部门(投资主管部门)备案。各地能源主管部门(投资主管部门)结合当地实际，建立项目备案工作机制，并每年上报本年度分布式光伏发电建设规模建议计划，经省能源局审核后报国家能源局申请容量指标。省能源局根据国家批准的指标，分解下达各市州规模指标。各市州能源主管部门(投资主管部门)依据下达的规模指标进行备案。