在經(jīng)歷了2010年繁榮之后，光伏行業(yè)在2011年出現(xiàn)了成長減速的情況。隨著過去一年供給的大幅度增加，中國國內(nèi)光伏業(yè)者的壓力陡增。

　　但是，自2011年5月開始，國內(nèi)利好光伏的政策不斷。先是青海省對將建成的電站給出了1.15元/度的電價，隨后不久的7月24日，發(fā)改委價格司便出文件，推出了中國首個全國范圍內(nèi)適用的光伏固定上網(wǎng)電價。

　　2011年8月1日，國家發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于完善太陽能光伏發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知》，文件一出，給了翹首以待的光伏業(yè)界一個大大的驚喜。通知明確規(guī)定今年7月1日以后核準批建的光伏項目，上網(wǎng)電價分別為每千瓦時1.15元和1元。發(fā)改委的這一動作被業(yè)界視為啟動國內(nèi)光伏市場的壯舉。隨著技術(shù)不斷進步和政策保障措施不斷完善，以及光伏產(chǎn)業(yè)領(lǐng)先企業(yè)的積極行動，統(tǒng)一的標桿電價必將加快我國太陽能光伏發(fā)電平價上網(wǎng)時代的到來。

　　回顧光伏行業(yè)發(fā)展歷程，一直素有“政策推動市場”之說。然而，盡管業(yè)界一直呼吁政府盡早出臺光伏的上網(wǎng)電價，多位專家在不同場合均表示，發(fā)改委發(fā)布全國統(tǒng)一的光伏標桿電價至少會在2012年之后。此次發(fā)改委的通知，出乎很多業(yè)內(nèi)人士的意料。這一通知將會為太陽能光伏產(chǎn)業(yè)帶來什么影響？太陽能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展道路又該走向何方？

　　標準電價補貼政策解讀

　　一、制定全國統(tǒng)一的太陽能光伏發(fā)電標桿上網(wǎng)電價。按照社會平均投資和運營成本，參考太陽能光伏電站招標價格，以及我國太陽能資源狀況，對非招標太陽能光伏發(fā)電項目實行全國統(tǒng)一的標桿上網(wǎng)電價。

　�。ㄒ唬�2011年7月1日以前核準建設(shè)、2011年12月31日建成投產(chǎn)、我委尚未核定價格的太陽能光伏發(fā)電項目，上網(wǎng)電價統(tǒng)一核定為每千瓦時1.15元（含稅，下同）。

　　解決"歷史遺留問題"上網(wǎng)電價的推出，將之前拖延已久的"路條"項目的盈利途徑給出解決方法，一定程度上確保這些項目投資商的利益。

　�。ǘ�）2011年7月1日及以后核準的太陽能光伏發(fā)電項目，以及2011年7月1日之前核準但截至2011年12月31日仍未建成投產(chǎn)的太陽能光伏發(fā)電項目，除西藏仍執(zhí)行每千瓦時1.15元的上網(wǎng)電價外，其余省（區(qū)、市）上網(wǎng)電價均按每千瓦時1元執(zhí)行。今后，我委將根據(jù)投資成本變化、技術(shù)進步情況等因素適時調(diào)整。

　　新審批的項目上網(wǎng)電價確立，并在原則上規(guī)定了今后上網(wǎng)電價將逐步調(diào)整，電價的在未來的下調(diào)打好政策基礎(chǔ)。

　　二、通過特許權(quán)招標確定業(yè)主的太陽能光伏發(fā)電項目，其上網(wǎng)電價按中標價格執(zhí)行，中標價格不得高于太陽能光伏發(fā)電標桿電價。

　　解釋特許權(quán)項目的電價問題；特許權(quán)項目特許權(quán)項目是發(fā)改委，能源局，財政部等相關(guān)決策機構(gòu)試探對可再生能源補貼方式與補貼價格的示范性項目。風電部分，總共有六輪特許權(quán)項目，耗時近六年。從文件中，我們看到，特許權(quán)項目將不會因為此次光伏上網(wǎng)電價的推出而停止開展。從這個角度來講，相關(guān)部委對合理光伏上網(wǎng)電價的探索仍然將繼續(xù)，而此次的光伏上網(wǎng)電價似乎更像是一個"臨時"價格。

　　三、對享受中央財政資金補貼的太陽能光伏發(fā)電項目，其上網(wǎng)電量按當?shù)孛摿蛉济簷C組標桿上網(wǎng)電價執(zhí)行。

　　解釋已或?qū)徟�的金太陽項目的電價問題。

　　四、太陽能光伏發(fā)電項目上網(wǎng)電價高于當?shù)孛摿蛉济簷C組標桿上網(wǎng)電價的部分，仍按《可再生能源發(fā)電價格和費用分攤管理試行辦法》（發(fā)改價格[2006]7號）有關(guān)規(guī)定，通過全國征收的可再生能源電價附加解決。

　　再次明確了補貼的資金來源問題；依然來自國家的可再生能源電價附加，注意：沒有提及可再生能源專項資金。

　　政策解讀遇見行業(yè)未來發(fā)展歷程

　　從對政策的解讀我們看到了非常積極的信號，即發(fā)改委作為國家能源局的上級部門，在千呼萬喚之后主導推出了光伏的上網(wǎng)電價，解決了許多"路條"項目投資收益的歷史問題，并對新項目的光伏電價作出了初步設(shè)計，為將來推出更全面的上網(wǎng)電價作好鋪墊。

　　可以預(yù)期的是，憑借著我國從不缺少的"大兵團作戰(zhàn)"以及"集中突擊"完成項目的經(jīng)驗，各能源集團，光伏企業(yè)必將在目前的炎炎夏日，借著這股政策清風抓緊申報，突擊建設(shè)光伏項目。單以青海格爾木市為例，"930"消息一出，幾十個項目同時開工，近500兆項目一起建設(shè)（還有不少項目在審批中），施工人數(shù)數(shù)以千計，蔚為壯觀。

　　全國范圍內(nèi)適用的光伏上網(wǎng)電價政策一出，必將帶來一陣光伏投資"瘋"！

　　上網(wǎng)電價政策背后的質(zhì)疑之聲

　　全國統(tǒng)一的太陽能光伏發(fā)電標桿上網(wǎng)電價的制定，是按照社會平均投資和運營成本，參考太陽能光伏電站招標價格，以及我國太陽能資源狀況，對非招標太陽能光伏發(fā)電項目實行全國統(tǒng)一的標桿上網(wǎng)電價。

　　對于1元上網(wǎng)電價合不合理？實施企業(yè)能否實現(xiàn)收支平衡或盈利？國內(nèi)光伏業(yè)界對此議論紛紛、看法不一。作為企業(yè)，大部分人士認為，光伏發(fā)電1元上網(wǎng)電價符合中國國情，也是可能和可行的。1元上網(wǎng)電價不僅是一個恰到好處的價格，同時對光伏企業(yè)、新能源投資企業(yè)是一個機遇，更是一個成本上的挑戰(zhàn)。

　　在眾多業(yè)內(nèi)人士看來，標桿電價政策中尚待厘清的疑點還有很多，包括電價一刀切、補貼年限不明、電價下調(diào)幅度不定、補貼資金缺口較大等。另有業(yè)內(nèi)人士發(fā)現(xiàn)，8月初國家發(fā)展改革委員會（NDRC）發(fā)布的太陽能上網(wǎng)電價政策，沒有設(shè)立上限限制，但是項目必須得到國家發(fā)改委的批準。

　　補貼年限與項目范圍不明

　　新的政策規(guī)定，在2011年7月1日以前核準建設(shè)、2011年12月31日建成投產(chǎn)、尚未核定價格的太陽能光伏發(fā)電項目，上網(wǎng)電價統(tǒng)一核定為每千瓦時1.15元。2011年7月1日及以后核準的太陽能光伏發(fā)電項目，以及2011年7月1日之前核準，但截至2011年12月31日，仍未建成投產(chǎn)的太陽能光伏發(fā)電項目，除西藏仍執(zhí)行每千瓦時1.15元的上網(wǎng)電價外，其余省（區(qū)、市）上網(wǎng)電價均按每千瓦時1元執(zhí)行。該政策將不適用于其他接受政府補貼的光伏項目，如金太陽工程等。

　　同時，文件沒有對上網(wǎng)電價的補貼年限給出任何說明，但我們都知道，補10年和補20年給投資商帶來的投資回報率的差異。

　　各地資源不均衡

　　中國太陽能資源的分布形勢為西多東少，西部9省年平均總輻射量為5519.46MJ/m2，東部17省年平均總輻射量為4836.23MJ/m2。按區(qū)域劃分共分為四個區(qū)域，豐富區(qū)包括甘肅、青海、西藏、寧夏，年日照時間超過3000小時；較豐富區(qū)涵蓋內(nèi)蒙古、東北、河北、山西、陜西等，年日照時間介于2000小時至3000小時之間；沿海地區(qū)則是一般區(qū)，年日照時間約為1000小時至2000小時；不豐富區(qū)的年日照時間則少于1000小時，如重慶、貴陽等。

　　如將政府補貼、固定資產(chǎn)運行費用、各省系統(tǒng)年滿發(fā)小時數(shù)、增值稅、貸款比、所得稅、附加稅、貸款利息都考慮進去，企業(yè)的可行稅后內(nèi)部收益率按8%計算，企業(yè)資金回收年限按15年計算的話，東部17省無一可以盈利，而西部僅有西藏、內(nèi)蒙古、青海和寧夏4省可以盈利。

　　2011年年底實行的1.15元價格和2012年實行的1元價格，除了讓光伏企業(yè)在西部省份能略有賺頭之外，在東部省份“毫無收益可言”。

　　業(yè)內(nèi)人士分析：以電站運行25年計，1.15元/千瓦時的電價在日照豐富的青海、寧夏等地可收回3倍以上投資，而在年日照時間不足2000小時的北京，只能收回1倍投資。企業(yè)如果要從事光伏電站投資，在西部地區(qū)可實現(xiàn)8%的內(nèi)部收益率，但這已是公司從事項目投資的底線，低于此，就毫無價值可言。如果在東部地區(qū)執(zhí)行上述價格，幾乎沒有內(nèi)部收益率，分文不掙。以東部地區(qū)目前的日照條件和成本，補貼價格至少要在1.4元左右。

　　西部地區(qū)多為荒漠，建設(shè)成本低廉，而東部地區(qū)土地緊張，人工成本也高，日照更是只有西部地區(qū)的一半，因此應(yīng)逐步提高東部地區(qū)的上網(wǎng)電價，以提高企業(yè)的積極性。

　　西北等日照豐富地區(qū)的用戶電價較低，而陽光不充足的內(nèi)陸地區(qū)用戶電價更高�！俺�了西北地區(qū)可在七八年收回成本外，其他省份都沒有太大優(yōu)勢�！睒I(yè)內(nèi)專家建議，不妨像風電一樣，將光伏上網(wǎng)電價劃分為四個區(qū)域分別定價，參照物是這些地區(qū)的平均峰值用戶電價。

　　江蘇省曾在2009年出臺了自己的上網(wǎng)電價補貼方案，即省里從每度電里抽取2厘錢進行支援，補貼時間為2009年到2011年，價格實行逐年遞減，2011年為最后一年，補貼價格為1.4元/千瓦時。

　　目前公布的光伏上網(wǎng)電價標準下，東部建電站就意味著虧損，因此東部省市有必要出臺新的補貼方案來支持光伏電站建設(shè)。“我們希望明年在江蘇的上網(wǎng)電價補貼能由中央財政和地方財政共同承擔，這對雙方都有好處。

　　地方政府的補貼態(tài)度，將直接影響到企業(yè)的投資熱情。企業(yè)都是逐利的，如果東部沒有更具誘惑的電價出臺，各大企業(yè)自然會向低成本的西部地區(qū)聚攏。但西部地區(qū)的光伏發(fā)電還面臨著長距離輸送的問題，如果企業(yè)都喜“西”厭“東”，會對我國整體光伏行業(yè)的發(fā)展格局不利。

　　沒有對不同資源條件給出不同的補貼電價，而是以"一刀切"的方式，給出了一個統(tǒng)一價格。

　　從盈利角度來講，對于新項目，1元/度電的補貼更適合建立在西部日照資源條件較好的地區(qū)的光伏電站。
　　安裝方式不同

　　與分布區(qū)域相同，電價政策同樣沒有考慮不同的安裝方式帶來的系統(tǒng)成本差異。光伏發(fā)電分很多種類，其中金太陽示范工程和用戶側(cè)并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)項目受建設(shè)成本相對較高的影響，此次電價的確定則不會對其產(chǎn)生太大的影響，而無論是屋頂項目還是光電建筑一體化項目，其單位建設(shè)成本往往比大型地面項目要高不少，因此，1元/度電的補貼似乎更傾向于鼓勵地面光伏電站的發(fā)展。

　　資金來源不明

　　資金來源問題，文件雖有提及，但不可忽視的一個問題是"可再生能源電價附加"資金賬戶，由于風電裝機容量前幾年的突飛猛進，已經(jīng)在2010年出現(xiàn)虧空。而且在短期內(nèi)，賬戶仍將處于虧損狀態(tài)。在IHSISuppli今年早些時候做的估算，即使發(fā)改委在2012年初將"可再生能源電價附加"從目前的4厘/度提高到8厘/度，由于風電裝機容量的增長以及并網(wǎng)條件的改善，該部分資金在2012年~2014年補貼仍將大量被風電占用，處于勉強收支平衡的狀態(tài)，這還不考慮用這些年的盈余彌補歷史遺留的該賬戶的虧損部分。如果考慮彌補歷史遺留的虧損，則"可再生能源電價附加"將一直虧損到2015年底。

　　另外，補貼光伏裝機的另一部分資金來自財政部的"可再生能源專項資金"，"光電建筑"與"金太陽"的補貼就是來于此。文件中沒有說明，固定上網(wǎng)電價的缺口資金可以占用國家的"可再