论文部分内容阅读
确定光伏上网标杆电价的议题，虽然行业呼声已逾两年，但国家发改委的政策出台之快还是远超业内预期。
8月1日，国家发改委对外公布《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》（下称《通知》），以项目核准时间和建成投产时间为分界线，制定出全国统一的光电标杆上网电价。
《通知》规定，7月1日以前核准建设、12月31日建成投产、发改委尚未核定价格的太阳能光伏发电项目，上网电价统一核定为每千瓦时1.15元(含税)。
7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目，以及7月1日前核准但截至年底仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外，其余省(区、市)上网电价均按每千瓦时1元（含税）执行。
“一般情况下，假如某项价格政策会涉及到很多主管部门，各部委间会有一个会签过程，甚至意见不统一时还要邀请整个产业链条的企业和专家参与商议。”知情人士对《财经》记者透露，在此次光伏标杆电价出台之前，财政部、工信部、建设部、环保部等相关行业主管部门并不知情。
直到该政策发布后，发改委内部仍有不同意见。《财经》记者了解到，国家能源局新能源与可再生能源司（下称新能源司）就对此持反对意见，在五六月份发改委价格司前来征求意见时，新能源司部分领导未在方案上签字。
“既然大领导都同意了，最后也只能这样了。”消息人士告诉《财经》记者，新能源司认为此次固定电价是一件“砸了锅的事”。
该人士引述能源局内部人士的话说：“这会让技术创新停滞，会导致行业鱼龙混杂，让阿猫阿狗都抢着上光伏，抢着赚钱。”
市场则视政策为一个大大的利好。《通知》出台次日，A股市场光伏板块普遍放量上涨，多家研究机构使用了“里程碑”“标志性”等极富感情色彩的评价语。
乐观人士称，标杆电价将有利于加快国内光伏市场启动，缓解中国目前光伏产品过度依赖出口的局面，亦将为中国后续正式出台上网电价法奠定基础。
持有疑虑者则表示，政策略显粗糙，个中细节尚未厘清，不太可能马上带来国内光伏市场爆发式增长，尤其是对于未来价格调整幅度和时间表表述模糊，令项目投资业主茫然。
“这个政策其实是解决原来的遗留问题，因为之前建的好多电站在那儿趴着晒太阳，好多钱压在那儿出不来。但后续要怎么做，还不是很明朗。”无锡尚德集团高级副总裁张光春对《财经》记者直言。
发改委能源研究所副所长李俊峰预测，标杆电价出台后，光伏电价下调是必然趋势。估计2015年时，电价可达每千瓦时0.8元，2020年时降至0.6元至0.7元。
“乐观估计，2020年光伏发电将不再需要补贴，保守估计，至少到2030年不再需要。”李俊峰称，随着火电发电成本上升和光伏发电成本下降，二者成本将最终实现持平，届时，光伏发电更具竞争优势。
决策层琴瑟失调
在光伏产业终端市场，除太阳屋顶计划和金太阳工程，还有国家特许权招标项目与地方核准项目。
2009年和2010年，发改委两次特许权招标，装机容量分别为10兆瓦和280兆瓦。地方核准项目大小不一，最小的只有5兆瓦，最大的达200兆瓦，主要集中在青海、甘肃、宁夏等日照丰富地区和江苏、浙江、山东等地方财政较充裕的东部地区。业内人士估计，截至2010年底，中国光伏发电站装机容量约在600兆瓦左右，今年有望突破1吉瓦。
接近发改委的人士告诉《财经》记者，能源局设计的光伏产业发展路径是，通过招标方式选择有竞争力的投资方，以价格倒逼投资业主想方设法进行技术创新和降低成本，在降低成本的基础上再进一步扩大招标规模，并利用规模化生产继续压低成本，如此循环，最后达到取消国家补贴的目的，实现太阳能发电与常规能源的竞争。
“发展方式就是用尽量少的国家补贴，来比较大规模地搞光伏发电，谁要的补贴少就让谁做。”该人士说，能源局内部形容这一发展思路是“摊大饼”，并自我评价“体现了竞争机制，设计非常完整”，只要企业能够降低成本，能源局就敢扩大规模。
能源局方面认为，业已完成的两次特许权招标“非常成功”，并计划以年均100万千瓦的速度，于“十二五”期间完成在荒漠地区累计达500万千瓦的特许权招标。
但是，两次特许权招标在业内却激起一片讨伐声。尤其是去年280兆瓦招标项目，投标上网电价一次次探底，介于0.7288元/千瓦时到0.9907元/千瓦时之间，不仅令民企悉数出局，更让众多产业链上游企业直呼“是一笔亏钱的买卖”，并担心会把光伏行业引向危险的境地。（详见《财经》杂志2010年第18期“光电低价搏杀”）
这场口诛笔伐也引致了决策部门的意见分歧。《财经》记者了解到，在发改委内部工作会议上，价格司多次批评能源局，认为其主导的特许权招投标“是在不计工本地瞎投标”。能源局反驳称，太阳能产业正处于剧烈变化中，表现在市场供求关系不断波动，以及技术不断创新，应该用一种激励机制和创新机制来发挥这种精神，而不是用一种电价将产业固定。
价格司人士称反对意见属“一孔之见”。前述接近发改委的人士表示，新能源司内部认为价格司是在“抢占能源局的审批权力”，上网标杆电价的出台“毁了能源局的招标机制”。
研究人士认为光伏标杆电价的出台水到渠成。李俊峰透露，2006年出台《可再生能源法》时即讨论过标杆电价问题，“当时想出一揽子标杆电价，包括风电、太阳能、生物质能等”，并形成了讨论稿，但终因争议过大被搁置。目前，光伏电站装机容量已达到一定数值，制定固定电价的条件比较成熟。
李俊峰指出，此前，为鼓励太阳能行业发展，财政部、住建部于2009年联合推出“太阳屋顶计划”，同年，财政部、科技部、能源局开始实施“金太阳工程”，这两项国家政策均存在制度设计缺陷。
太阳屋顶计划首先保证自发自用，多余电量实现上网，造成电网接收困难。金太阳工程则进行一次性补贴，申报项目时先补贴70％用于投资，建成验收完成后再补贴余下的30％，使投资成本还未实现发电即可收回，令监管成本大大提升。
“这两项政策现在都显得不合时宜。”李俊峰强调，标杆电价既可保证投资者利益，又对投资商提出了严苛条件，只有持续性实现核定发电量才可收回投资。
已建成光伏电站无法实现并网发电亦促成价格司下定决心。不愿具名的民营投资商透露，已建成的电站中约有90％以上未实现并网，主要原因正是电价不确定，“业主不知道可以卖到多少钱，电网也有理由拒绝接收”。
核电发展的不确定性以及水电发展遭遇质疑，也让发改委想尽快启动光伏终端市场，为完成节能减排目标添加一道砝码。
近年来，虽然中国已成为全球最大的光伏电池生产国,市场份额占到全球的55％，但仍然过度依赖海外市场。2011年，多晶硅产能已超标1倍，如何消化亦成为亟待解决的问题。
消息人士透露，发改委价格司出台标杆电价前三个月，青海省委书记强卫曾前往发改委“公关”，得到了可获国家财政补贴的特许电价（9月30日前完工的电站可享受1.15元/千瓦时电价）。此后，甘肃、宁夏等地区纷纷效仿“进京讨要电价”。
“当时是委里几个领导听了青海省领导的汇报后网开一面，本意是照顾几万千瓦。”该人士说，新能源司没有料到，随后价格司接掌过去，将全国光伏标杆电价统一了下来。
细节尚待厘清
在众多分析人士看来，标杆电价政策中尚待厘清的疑点还有很多，包括电价一刀切、补贴年限不明、电价下调幅度不定、补贴资金缺口较大等。
中国的太阳能资源分布共划分为四个区域，丰富区包括甘肃、青海、西藏、宁夏，年日照时间超过3000小时；较丰富区涵盖内蒙古、东北、河北、山西、陕西等，年日照时间介于2000小时至3000小时之间；沿海地区则是一般区，年日照时间约为1000小时至2000小时；不丰富区的年日照时间则少于1000小时，如重庆、贵阳等。
洛阳中硅高科技有限公司副总工程师严大洲分析：以电站运行25年计，1.15元/千瓦时的电价在日照丰富的青海、宁夏等地可收回3倍以上投资，而在年日照时间不足2000小时的北京，只能收回1倍投资。
西北等日照丰富地区的用户电价较低，而阳光不充足的内陆地区用户电价更高。“除了西北地区可在七八年收回成本外，其他省份都没有太大优势。”严大洲建议，不妨像风电一样，将光伏上网电价划分为四个区域分别定价，参照物是这些地区的平均峰值用户电价。
“1.15元/千瓦时的电价是可以赚钱的。但如果现在装机明年享受1元电价，就只能在盈亏平衡之间，不能赚钱。”不愿具名的光伏行业分析师对《财经》记者表示，对此次电价政策内容感到疑惑。在她看来，政策一般都是规定行业之后的发展，而这次却是解决遗留问题。
中国光伏产业联盟产业研究部博士王世江分析，前后电价价差仅为0.15元/千瓦时，上网电价与其说是促进国内光伏市场发展，不如说是对过去建设电站的补偿。
李俊峰则认为，7月1日核准日并不是一个严格的分界线，12月31日建成投产日才最为关键。“即使在7月1日以后批准，能赶在今年底前完工，应该都能享受到高电价。”这一观点亦得到发改委内部人士的认同。
《财经》记者了解到，为能享受到1.15元电价，目前在青海、宁夏、甘肃等西部省区，已有超过300万千瓦项目同时上马，均希望抢在年底前建完。为了赶工期，中电投在青海甚至雇佣了2000名武警去安装光伏电池板。
《通知》中明示，今后，发改委将根据投资成本变化、技术进步情况等因素适时调整上网电价。这一规定没有明确可享受补贴的年限，也没有划定电价调整幅度，亦造成不小困惑。
华泰联合证券分析师王海生指出，政策并未规定企业享受补贴电价的年限，这造成收益率无法计算，银行难以为项目贷款。而且只说会继续下调电价，但没说时间和力度。
以特许权招标的案例参考，上网电价保证的2.5万小时发电时间，2000小时光照资源、在80％系统效率下，对应的是15年左右时间。余下的运营时间则按地方脱硫燃煤机组的标杆电价上网。
“政策虽然利好，但政策制定者的态度偏于保守。”王海生说。
光伏电站的安装容量上限未予规定也遭到行业诟病。李俊峰指出，标杆电价出台后会引发行业新一轮增长，尤其是西部日照丰富地区，投资吸引力极大。但能否享受补贴电价的关键是能否实现并网，但电网规划是个长期过程，倘若没有总量控制，易造成大面积脱网事故。
“可以像德国一样有个总量约束，超过多少装机容量就补贴多少，多大的量封顶，以控制行业过快增长。”李俊峰表示，总量可由价格来调试，例如，若2015年前达到2000万千瓦，价格下降幅度可控制在5％到10％，而一旦超过2000万千瓦，价格下降幅度就提升至20％。
《通知》还规定，太阳能光伏发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分，仍按《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》有关规定，通过全国征收的可再生能源电价附加解决。
对于可再生能源资金是否足够支付的担忧，已然在行业内蔓延。2010年，全国征收的可再生能源附加费约为130亿元至150亿元，其中超过60％用于补贴风电，30％左右用于补贴生物质能发电，其他新能源所获补贴的比例不足10％，光伏发电更是不到5％，仅为6.5亿元至7.5亿元。
按光伏每千瓦时电补贴0.8元计算，目前的可再生能源资金最多只能补贴800兆瓦，而《财经》记者获得的信息显示，目前仅青海一省的光伏装机规模就已接近1吉瓦。
“去年，可再生能源资金就已有几十亿元的缺口，要想补得过来，只能提高征收标准。”接近发改委的人士说。然而，在当前通货膨胀的压力下，短期内上调电价附加费的执行难度非常大。
李俊峰对此却表示乐观，他认为可再生能源资金的征收标准将从目前每度电4厘钱增至5厘或6厘，“最快年内调整，最迟明年会实现”，且随着风电发展规模得到控制，光伏补贴所占比例将会逐步提高。
前景并不明朗
“一切的补贴都是建立在并网基础上，如果上不了网，就都是白搭。”光伏电站投资商称。知情人士透露，近两年光伏项目多数由当地电网接纳，并入全国电网的电站屈指可数。
“这次明确了上网电价，却并没有相配套的光伏上网政策。”王世江表示，目前，光伏电站并网是阻碍国内光伏市场发展的最大问题。光伏发电的波动性使其在接入电网时，可能会产生谐波、逆流、网压过高等问题，对现有电网造成一定冲击，因此受到电网公司的消极处置。
王世江指出，政策应该明确电网企业在提供光伏并网时的责任和义务，若电网公司等各方利益无法平衡，并网难的问题就仍将存在，启动国内光伏市场就只会沦落为一句口号。
亦有部分人士担心西部地区年内出现抢装潮。宏源证券测算，在1800有效利用小时数地区，1.15元/千瓦时的电价对应内部收益率是9.84％，具有很大吸引力。而1元/千瓦时对应的内部收益率是7.44％，下降幅度不小。
上述知情人士说，青海已核准项目20多个，远远超过政府规划。青海省政府本想控制总容量在500兆瓦左右，分别是格尔木300兆瓦、德令哈200兆瓦，但五大发电集团，中节能、中广核、三峡新能源、中海阳、赛维等20多家企业纷纷抢滩涌入，计划装机容量已接近1吉瓦。
“有些企业还是忽悠，争抢项目时只是有青海省的口头应承，国家政策并未出台，他们的想法是先占坑，等到电价确定了可以倒卖出去。”该人士评价说。
风电标杆电价出炉后曾刺激了风电产业的爆发式增长，继而导致风电设备产能过剩、风电场大面积脱网，风电政策亦由鼓励转变为控制。这一幕会否在光伏产业重演？
多位受访人士表示，由于诸多细节没有厘清，光伏产业的发展前景并不明朗，标杆电价可有效启动光伏市场，但不足以推动光伏产业几何级增长。
华泰联合证券分析认为，假设光伏上网电价执行15年，后5年执行地方的脱硫燃煤机组标杆电价，那么在1.15 元/千瓦时及后续1元/千瓦时的电价支持下，西北各省项目的内部收益率将维持在一个合理区间，除西藏等少数光照丰富地区，很难实现暴利。而在东、南地区，由于光照资源相对较低，在此次上网电价下的收益率较低，不适宜投资。
“估计发改委一方面是鼓励，一方面是考虑当地电网接入条件限制，不大担心会爆发。”王海生说。
地方政策的不确定性亦会影响投资者热情。江苏光伏产业协会秘书长魏启东告诉《财经》记者，国家政策出台后，企业都在询问，江苏要在年内执行的1.4元/千瓦时电价会否继续。“省政府目前还没有给我们任何答复，现在有些项目就停在那了，企业要等政策清晰了之后再决定是否继续。”魏启东说。
华泰联合证券预计，今年国内光伏市场安装将实现100％以上增长，驱动力主要来自地方大型地面电站项目。2012年，光伏市场安装量将达到2.9吉瓦，仅能提升全球市场2％的需求。此外，从目前可再生能源规划草案及财政补贴专项基金的角度分析，国内光伏市场亦将维持一个相对合理的市场增速，超预期空间不大。
王世江指出，国内创新机制缺乏，且对知识产权和技术的保护严重缺位，这使得许多光伏企业主要以代工作为盈利模式，产品同质性高、附加值低。因此，大订单意味着产品资金周转加快，企业开工率高，故企业更多偏向于走量。这样，在内需不足、国内缺乏大型光伏渠道商的情况下，面对国内外需求，企业一般都会选择量大的国外单子。
《财经》记者了解到，去年，在国外市场需求持续走高的情况下，青海一些光伏电站厂，安装好了支架之后却买不到组件。而今年国外市场需求疲软，青海一家光伏电站厂又往往聚集了七八家组件商。
王世江说，中国以出口为导向的政策造成了“先紧国外，后紧国内市场”的局面，而且光伏产品出口享受退税优惠，而销往国内却没有这种补贴，“企业的市场选择可想而知”。
王世江认为，国内光伏产品质量标准缺失亦限制了市场应用的进一步扩大，劣质产品导致电站收益率降低，可能影响光伏产业投资热情。据介绍，光伏上游产业链企业目前已超过600家，2010年间，半导体生产商、家电生产商甚至农产品制造商均纷纷涉足这一行业，造成行业良莠不齐。
严大洲表示，伴随此轮多晶硅价格下降，行业又将迎来新一轮洗牌。“2008年金融危机时，中国一大批企业出现亏损，到第二年时只有两家至三家企业赢利。那是第一轮打击，现在是新的一轮生死线。”他预计，“十二五”期间将会出现又一轮大企业重组收购热潮。
“这两年光伏的发展历经坎坷，这回总算见到曙光。”不便具名的投资商对《财经》记者说，“先不要苛求政策，慢慢等着它完善吧，能出来就是好事。”
8月1日，国家发改委对外公布《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》（下称《通知》），以项目核准时间和建成投产时间为分界线，制定出全国统一的光电标杆上网电价。
《通知》规定，7月1日以前核准建设、12月31日建成投产、发改委尚未核定价格的太阳能光伏发电项目，上网电价统一核定为每千瓦时1.15元(含税)。
7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目，以及7月1日前核准但截至年底仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外，其余省(区、市)上网电价均按每千瓦时1元（含税）执行。
“一般情况下，假如某项价格政策会涉及到很多主管部门，各部委间会有一个会签过程，甚至意见不统一时还要邀请整个产业链条的企业和专家参与商议。”知情人士对《财经》记者透露，在此次光伏标杆电价出台之前，财政部、工信部、建设部、环保部等相关行业主管部门并不知情。
直到该政策发布后，发改委内部仍有不同意见。《财经》记者了解到，国家能源局新能源与可再生能源司（下称新能源司）就对此持反对意见，在五六月份发改委价格司前来征求意见时，新能源司部分领导未在方案上签字。
“既然大领导都同意了，最后也只能这样了。”消息人士告诉《财经》记者，新能源司认为此次固定电价是一件“砸了锅的事”。
该人士引述能源局内部人士的话说：“这会让技术创新停滞，会导致行业鱼龙混杂，让阿猫阿狗都抢着上光伏，抢着赚钱。”
市场则视政策为一个大大的利好。《通知》出台次日，A股市场光伏板块普遍放量上涨，多家研究机构使用了“里程碑”“标志性”等极富感情色彩的评价语。
乐观人士称，标杆电价将有利于加快国内光伏市场启动，缓解中国目前光伏产品过度依赖出口的局面，亦将为中国后续正式出台上网电价法奠定基础。
持有疑虑者则表示，政策略显粗糙，个中细节尚未厘清，不太可能马上带来国内光伏市场爆发式增长，尤其是对于未来价格调整幅度和时间表表述模糊，令项目投资业主茫然。
“这个政策其实是解决原来的遗留问题，因为之前建的好多电站在那儿趴着晒太阳，好多钱压在那儿出不来。但后续要怎么做，还不是很明朗。”无锡尚德集团高级副总裁张光春对《财经》记者直言。
发改委能源研究所副所长李俊峰预测，标杆电价出台后，光伏电价下调是必然趋势。估计2015年时，电价可达每千瓦时0.8元，2020年时降至0.6元至0.7元。
“乐观估计，2020年光伏发电将不再需要补贴，保守估计，至少到2030年不再需要。”李俊峰称，随着火电发电成本上升和光伏发电成本下降，二者成本将最终实现持平，届时，光伏发电更具竞争优势。
决策层琴瑟失调
在光伏产业终端市场，除太阳屋顶计划和金太阳工程，还有国家特许权招标项目与地方核准项目。
2009年和2010年，发改委两次特许权招标，装机容量分别为10兆瓦和280兆瓦。地方核准项目大小不一，最小的只有5兆瓦，最大的达200兆瓦，主要集中在青海、甘肃、宁夏等日照丰富地区和江苏、浙江、山东等地方财政较充裕的东部地区。业内人士估计，截至2010年底，中国光伏发电站装机容量约在600兆瓦左右，今年有望突破1吉瓦。
接近发改委的人士告诉《财经》记者，能源局设计的光伏产业发展路径是，通过招标方式选择有竞争力的投资方，以价格倒逼投资业主想方设法进行技术创新和降低成本，在降低成本的基础上再进一步扩大招标规模，并利用规模化生产继续压低成本，如此循环，最后达到取消国家补贴的目的，实现太阳能发电与常规能源的竞争。
“发展方式就是用尽量少的国家补贴，来比较大规模地搞光伏发电，谁要的补贴少就让谁做。”该人士说，能源局内部形容这一发展思路是“摊大饼”，并自我评价“体现了竞争机制，设计非常完整”，只要企业能够降低成本，能源局就敢扩大规模。
能源局方面认为，业已完成的两次特许权招标“非常成功”，并计划以年均100万千瓦的速度，于“十二五”期间完成在荒漠地区累计达500万千瓦的特许权招标。
但是，两次特许权招标在业内却激起一片讨伐声。尤其是去年280兆瓦招标项目，投标上网电价一次次探底，介于0.7288元/千瓦时到0.9907元/千瓦时之间，不仅令民企悉数出局，更让众多产业链上游企业直呼“是一笔亏钱的买卖”，并担心会把光伏行业引向危险的境地。（详见《财经》杂志2010年第18期“光电低价搏杀”）
这场口诛笔伐也引致了决策部门的意见分歧。《财经》记者了解到，在发改委内部工作会议上，价格司多次批评能源局，认为其主导的特许权招投标“是在不计工本地瞎投标”。能源局反驳称，太阳能产业正处于剧烈变化中，表现在市场供求关系不断波动，以及技术不断创新，应该用一种激励机制和创新机制来发挥这种精神，而不是用一种电价将产业固定。
价格司人士称反对意见属“一孔之见”。前述接近发改委的人士表示，新能源司内部认为价格司是在“抢占能源局的审批权力”，上网标杆电价的出台“毁了能源局的招标机制”。
研究人士认为光伏标杆电价的出台水到渠成。李俊峰透露，2006年出台《可再生能源法》时即讨论过标杆电价问题，“当时想出一揽子标杆电价，包括风电、太阳能、生物质能等”，并形成了讨论稿，但终因争议过大被搁置。目前，光伏电站装机容量已达到一定数值，制定固定电价的条件比较成熟。
李俊峰指出，此前，为鼓励太阳能行业发展，财政部、住建部于2009年联合推出“太阳屋顶计划”，同年，财政部、科技部、能源局开始实施“金太阳工程”，这两项国家政策均存在制度设计缺陷。
太阳屋顶计划首先保证自发自用，多余电量实现上网，造成电网接收困难。金太阳工程则进行一次性补贴，申报项目时先补贴70％用于投资，建成验收完成后再补贴余下的30％，使投资成本还未实现发电即可收回，令监管成本大大提升。
“这两项政策现在都显得不合时宜。”李俊峰强调，标杆电价既可保证投资者利益，又对投资商提出了严苛条件，只有持续性实现核定发电量才可收回投资。
已建成光伏电站无法实现并网发电亦促成价格司下定决心。不愿具名的民营投资商透露，已建成的电站中约有90％以上未实现并网，主要原因正是电价不确定，“业主不知道可以卖到多少钱，电网也有理由拒绝接收”。
核电发展的不确定性以及水电发展遭遇质疑，也让发改委想尽快启动光伏终端市场，为完成节能减排目标添加一道砝码。
近年来，虽然中国已成为全球最大的光伏电池生产国,市场份额占到全球的55％，但仍然过度依赖海外市场。2011年，多晶硅产能已超标1倍，如何消化亦成为亟待解决的问题。
消息人士透露，发改委价格司出台标杆电价前三个月，青海省委书记强卫曾前往发改委“公关”，得到了可获国家财政补贴的特许电价（9月30日前完工的电站可享受1.15元/千瓦时电价）。此后，甘肃、宁夏等地区纷纷效仿“进京讨要电价”。
“当时是委里几个领导听了青海省领导的汇报后网开一面，本意是照顾几万千瓦。”该人士说，新能源司没有料到，随后价格司接掌过去，将全国光伏标杆电价统一了下来。
细节尚待厘清
在众多分析人士看来，标杆电价政策中尚待厘清的疑点还有很多，包括电价一刀切、补贴年限不明、电价下调幅度不定、补贴资金缺口较大等。
中国的太阳能资源分布共划分为四个区域，丰富区包括甘肃、青海、西藏、宁夏，年日照时间超过3000小时；较丰富区涵盖内蒙古、东北、河北、山西、陕西等，年日照时间介于2000小时至3000小时之间；沿海地区则是一般区，年日照时间约为1000小时至2000小时；不丰富区的年日照时间则少于1000小时，如重庆、贵阳等。
洛阳中硅高科技有限公司副总工程师严大洲分析：以电站运行25年计，1.15元/千瓦时的电价在日照丰富的青海、宁夏等地可收回3倍以上投资，而在年日照时间不足2000小时的北京，只能收回1倍投资。
西北等日照丰富地区的用户电价较低，而阳光不充足的内陆地区用户电价更高。“除了西北地区可在七八年收回成本外，其他省份都没有太大优势。”严大洲建议，不妨像风电一样，将光伏上网电价划分为四个区域分别定价，参照物是这些地区的平均峰值用户电价。
“1.15元/千瓦时的电价是可以赚钱的。但如果现在装机明年享受1元电价，就只能在盈亏平衡之间，不能赚钱。”不愿具名的光伏行业分析师对《财经》记者表示，对此次电价政策内容感到疑惑。在她看来，政策一般都是规定行业之后的发展，而这次却是解决遗留问题。
中国光伏产业联盟产业研究部博士王世江分析，前后电价价差仅为0.15元/千瓦时，上网电价与其说是促进国内光伏市场发展，不如说是对过去建设电站的补偿。
李俊峰则认为，7月1日核准日并不是一个严格的分界线，12月31日建成投产日才最为关键。“即使在7月1日以后批准，能赶在今年底前完工，应该都能享受到高电价。”这一观点亦得到发改委内部人士的认同。
《财经》记者了解到，为能享受到1.15元电价，目前在青海、宁夏、甘肃等西部省区，已有超过300万千瓦项目同时上马，均希望抢在年底前建完。为了赶工期，中电投在青海甚至雇佣了2000名武警去安装光伏电池板。
《通知》中明示，今后，发改委将根据投资成本变化、技术进步情况等因素适时调整上网电价。这一规定没有明确可享受补贴的年限，也没有划定电价调整幅度，亦造成不小困惑。
华泰联合证券分析师王海生指出，政策并未规定企业享受补贴电价的年限，这造成收益率无法计算，银行难以为项目贷款。而且只说会继续下调电价，但没说时间和力度。
以特许权招标的案例参考，上网电价保证的2.5万小时发电时间，2000小时光照资源、在80％系统效率下，对应的是15年左右时间。余下的运营时间则按地方脱硫燃煤机组的标杆电价上网。
“政策虽然利好，但政策制定者的态度偏于保守。”王海生说。
光伏电站的安装容量上限未予规定也遭到行业诟病。李俊峰指出，标杆电价出台后会引发行业新一轮增长，尤其是西部日照丰富地区，投资吸引力极大。但能否享受补贴电价的关键是能否实现并网，但电网规划是个长期过程，倘若没有总量控制，易造成大面积脱网事故。
“可以像德国一样有个总量约束，超过多少装机容量就补贴多少，多大的量封顶，以控制行业过快增长。”李俊峰表示，总量可由价格来调试，例如，若2015年前达到2000万千瓦，价格下降幅度可控制在5％到10％，而一旦超过2000万千瓦，价格下降幅度就提升至20％。
《通知》还规定，太阳能光伏发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分，仍按《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》有关规定，通过全国征收的可再生能源电价附加解决。
对于可再生能源资金是否足够支付的担忧，已然在行业内蔓延。2010年，全国征收的可再生能源附加费约为130亿元至150亿元，其中超过60％用于补贴风电，30％左右用于补贴生物质能发电，其他新能源所获补贴的比例不足10％，光伏发电更是不到5％，仅为6.5亿元至7.5亿元。
按光伏每千瓦时电补贴0.8元计算，目前的可再生能源资金最多只能补贴800兆瓦，而《财经》记者获得的信息显示，目前仅青海一省的光伏装机规模就已接近1吉瓦。
“去年，可再生能源资金就已有几十亿元的缺口，要想补得过来，只能提高征收标准。”接近发改委的人士说。然而，在当前通货膨胀的压力下，短期内上调电价附加费的执行难度非常大。
李俊峰对此却表示乐观，他认为可再生能源资金的征收标准将从目前每度电4厘钱增至5厘或6厘，“最快年内调整，最迟明年会实现”，且随着风电发展规模得到控制，光伏补贴所占比例将会逐步提高。
前景并不明朗
“一切的补贴都是建立在并网基础上，如果上不了网，就都是白搭。”光伏电站投资商称。知情人士透露，近两年光伏项目多数由当地电网接纳，并入全国电网的电站屈指可数。
“这次明确了上网电价，却并没有相配套的光伏上网政策。”王世江表示，目前，光伏电站并网是阻碍国内光伏市场发展的最大问题。光伏发电的波动性使其在接入电网时，可能会产生谐波、逆流、网压过高等问题，对现有电网造成一定冲击，因此受到电网公司的消极处置。
王世江指出，政策应该明确电网企业在提供光伏并网时的责任和义务，若电网公司等各方利益无法平衡，并网难的问题就仍将存在，启动国内光伏市场就只会沦落为一句口号。
亦有部分人士担心西部地区年内出现抢装潮。宏源证券测算，在1800有效利用小时数地区，1.15元/千瓦时的电价对应内部收益率是9.84％，具有很大吸引力。而1元/千瓦时对应的内部收益率是7.44％，下降幅度不小。
上述知情人士说，青海已核准项目20多个，远远超过政府规划。青海省政府本想控制总容量在500兆瓦左右，分别是格尔木300兆瓦、德令哈200兆瓦，但五大发电集团，中节能、中广核、三峡新能源、中海阳、赛维等20多家企业纷纷抢滩涌入，计划装机容量已接近1吉瓦。
“有些企业还是忽悠，争抢项目时只是有青海省的口头应承，国家政策并未出台，他们的想法是先占坑，等到电价确定了可以倒卖出去。”该人士评价说。
风电标杆电价出炉后曾刺激了风电产业的爆发式增长，继而导致风电设备产能过剩、风电场大面积脱网，风电政策亦由鼓励转变为控制。这一幕会否在光伏产业重演？
多位受访人士表示，由于诸多细节没有厘清，光伏产业的发展前景并不明朗，标杆电价可有效启动光伏市场，但不足以推动光伏产业几何级增长。
华泰联合证券分析认为，假设光伏上网电价执行15年，后5年执行地方的脱硫燃煤机组标杆电价，那么在1.15 元/千瓦时及后续1元/千瓦时的电价支持下，西北各省项目的内部收益率将维持在一个合理区间，除西藏等少数光照丰富地区，很难实现暴利。而在东、南地区，由于光照资源相对较低，在此次上网电价下的收益率较低，不适宜投资。
“估计发改委一方面是鼓励，一方面是考虑当地电网接入条件限制，不大担心会爆发。”王海生说。
地方政策的不确定性亦会影响投资者热情。江苏光伏产业协会秘书长魏启东告诉《财经》记者，国家政策出台后，企业都在询问，江苏要在年内执行的1.4元/千瓦时电价会否继续。“省政府目前还没有给我们任何答复，现在有些项目就停在那了，企业要等政策清晰了之后再决定是否继续。”魏启东说。
华泰联合证券预计，今年国内光伏市场安装将实现100％以上增长，驱动力主要来自地方大型地面电站项目。2012年，光伏市场安装量将达到2.9吉瓦，仅能提升全球市场2％的需求。此外，从目前可再生能源规划草案及财政补贴专项基金的角度分析，国内光伏市场亦将维持一个相对合理的市场增速，超预期空间不大。
王世江指出，国内创新机制缺乏，且对知识产权和技术的保护严重缺位，这使得许多光伏企业主要以代工作为盈利模式，产品同质性高、附加值低。因此，大订单意味着产品资金周转加快，企业开工率高，故企业更多偏向于走量。这样，在内需不足、国内缺乏大型光伏渠道商的情况下，面对国内外需求，企业一般都会选择量大的国外单子。
《财经》记者了解到，去年，在国外市场需求持续走高的情况下，青海一些光伏电站厂，安装好了支架之后却买不到组件。而今年国外市场需求疲软，青海一家光伏电站厂又往往聚集了七八家组件商。
王世江说，中国以出口为导向的政策造成了“先紧国外，后紧国内市场”的局面，而且光伏产品出口享受退税优惠，而销往国内却没有这种补贴，“企业的市场选择可想而知”。
王世江认为，国内光伏产品质量标准缺失亦限制了市场应用的进一步扩大，劣质产品导致电站收益率降低，可能影响光伏产业投资热情。据介绍，光伏上游产业链企业目前已超过600家，2010年间，半导体生产商、家电生产商甚至农产品制造商均纷纷涉足这一行业，造成行业良莠不齐。
严大洲表示，伴随此轮多晶硅价格下降，行业又将迎来新一轮洗牌。“2008年金融危机时，中国一大批企业出现亏损，到第二年时只有两家至三家企业赢利。那是第一轮打击，现在是新的一轮生死线。”他预计，“十二五”期间将会出现又一轮大企业重组收购热潮。
“这两年光伏的发展历经坎坷，这回总算见到曙光。”不便具名的投资商对《财经》记者说，“先不要苛求政策，慢慢等着它完善吧，能出来就是好事。”