全國統(tǒng)一的太陽能光伏發(fā)電標桿上網電價的制定，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)一的標桿上網電價。

　　對于1元上網電價合不合理？實施企業(yè)能否實現收支平衡或盈利？國內光伏業(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元上網電價符合中國國情，也是可能和可行的。1元上網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、電價下調幅度不定、補貼資金缺口較大等。另有業(yè)內人士發(fā)現，8月初國家發(fā)展改革委員會（NDRC）發(fā)布的太陽能上網電價政策，沒有設立上限限制，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、2011年12月31日建成投產、尚未核定價格的太陽能光伏發(fā)電項目，上網電價統(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元的上網電價外，其余�。▍^(qū)、市）上網電價均按每千瓦時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、固定資產運行費用、各省系統(tǒng)年滿發(fā)小時數、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8%的內部收益率，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，因此應逐步提高東部地區(qū)的上網電價，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，而陽光不充足的內陸地區(qū)用戶電價更高。“除了西北地區(qū)可在七八年收回成本外，其他省份都沒有太大優(yōu)勢。”業(yè)內專家建議，不妨像風電一樣，將光伏上網電價劃分為四個區(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�！拔覀兿Ｍ�明年在江蘇的上網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并網發(fā)電系統(tǒng)項目受建設成本相對較高的影響，此次電價的確定則不會對其產生太大的影響，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，已經在2010年出現虧空。而且在短期內，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，固定上網電價的缺口資金可以占用國家的"可再生能源專項資金"，當然也沒有明確表示不可以占用。

　　問題是，"可再生能源電價附加"已然存在虧損，可如果新建項目的電價補貼通過占用"可再生能源專項資金"的方式彌補，那今年的"金太陽"項目補貼怎么辦。當然，也許發(fā)改委已經和財政部協(xié)調，在2011年給光伏更多的專項資金，解決這個問題。

　　并網問題不明確

　　并網問題一直是制約我國可再生能源發(fā)展的一個重要因素。風電在2010年底已經實現裝機44.7GW，但能夠實現并網的僅有31.1GW，而且這31.1GW也是出于可控狀態(tài)，即需要時電網公司可以要求部分風機停運，以保證電網的穩(wěn)定運行。

　　當前格爾木的"光伏熱"，使電網公司不得不臨時決定在格爾木地區(qū)架設330千伏的電網以匹配光伏電廠的建設，預計工程趕在9月30日左右突擊完工。

　　"723"動車事故告訴我們，不是所有的工程在趕進度的情況下都能保質保量完成的，工程建設進度有一定的內在規(guī)律可循，電網建設同樣是這樣。格爾木將只會是全國的一個縮影，甫全國范圍內適用的光伏固定上網電價推行，全國在短短5個月之內會出現多少個"格爾木"？電網公司又將能"趕工"出多少個保質保量的電網確保電力傳輸？如果項目并不了網，固定上網電價政策又有什么意義呢？