全國統一的太陽能光伏發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電項目實行全國統一的標桿上網電價。

    對于1元上網電價合不合理？實施企業能否實現收支平衡或盈利？國內光伏業界對此議論紛紛、看法不一。作為企業，大部分人士認為，光伏發電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、新能源投資企業是一個機遇，更是一個成本上的挑戰。

    在眾多業內人士看來，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。另有業內人士發現，8月初國家發展改革委員會（NDRC）發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改委的批準。

    補貼年限與項目范圍不明

    新的政策規定，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電項目，上網電價統一核定為每千瓦時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電項目，除西藏仍執行每千瓦時1.15元的上網電價外，其余省（區、市）上網電價均按每千瓦時1元執行。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。按區域劃分共分為四個區域，豐富區包括甘肅、青海、西藏、寧夏，年日照時間超過3000小時；較豐富區涵蓋內蒙古、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；沿海地區則是一般區，年日照時間約為1000小時至2000小時；不豐富區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、各省系統年滿發小時數、增值稅、貸款比、所得稅、附加稅、貸款利息都考慮進去，企業的可行稅后內部收益率按8%計算，企業資金回收年限按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，除了讓光伏企業在西部省份能略有賺頭之外，在東部省份“毫無收益可言”。

    業內人士分析：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。企業如果要從事光伏電站投資，在西部地區可實現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。

    如果在東部地區執行上述價格，幾乎沒有內部收益率，分文不掙。以東部地區目前的日照條件和成本，補貼價格至少要在1.4元左右。

    西部地區多為荒漠，建設成本低廉，而東部地區土地緊張，人工成本也高，日照更是只有西部地區的一半，因此應逐步提高東部地區的上網電價，以提高企業的積極性。

    西北等日照豐富地區的用戶電價較低，而陽光不充足的內陸地區用戶電價更高。“除了西北地區可在七八年收回成本外，其他省份都沒有太大優勢。”業內專家建議，不妨像風電一樣，將光伏上網電價劃分為四個區域分別定價，參照物是這些地區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。“我們希望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。

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

    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的光伏電站。

    安裝方式不同

    與分布區域相同，電價政策同樣沒有考慮不同的安裝方式帶來的系統成本差異。光伏發電分很多種類，其中金太陽示范工程和用戶側并網發電系統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。在IHSISuppli今年早些時候做的估算，即使發改委在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，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，也許發改委已經和財政部協調，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，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？<