“1.15元/千瓦時的電價是可以賺錢的。但如果現在裝機明年享受1元電價，就只能在盈虧平衡之間，不能賺錢�！辈辉妇呙�的光伏行業分析師對《財經》記者表示，對此次電價政策內容感到疑惑。在她看來，政策一般都是規定行業之后的發展，而這次卻是解決遺留問題。

　　中國光伏產業聯盟產業研究部博士王世江分析，前后電價價差僅為0.15元/千瓦時，上網電價與其說是促進國內光伏市場發展，不如說是對過去建設電站的補償。

　　李俊峰則認為，7月1日核準日并不是一個嚴格的分界線，12月31日建成投產日才最為關鍵�！凹词乖�7月1日以后批準，能趕在今年底前完工，應該都能享受到高電價�！边@一觀點亦得到發改委內部人士的認同。

　　記者了解到，為能享受到1.15元電價，目前在青海、寧夏、甘肅等西部省區，已有超過300萬千瓦項目同時上馬，均希望搶在年底前建完。為了趕工期，中電投在青海甚至雇傭了2000名武警去安裝光伏電池板。

　　《通知》中明示，今后，發改委將根據投資成本變化、技術進步情況等因素適時調整上網電價。這一規定沒有明確可享受補貼的年限，也沒有劃定電價調整幅度，亦造成不小困惑。

　　華泰聯合證券分析師王海生指出，政策并未規定企業享受補貼電價的年限，這造成收益率無法計算，銀行難以為項目貸款。而且只說會繼續下調電價，但沒說時間和力度。

　　以特許權招標的案例參考，上網電價保證的2.5萬小時發電時間，2000小時光照資源、在80%系統效率下，對應的是15年左右時間。余下的運營時間則按地方脫硫燃煤機組的標桿電價上網。

　　“政策雖然利好，但政策制定者的態度偏于保守�！蓖鹾Ｉ�說。

　　光伏電站的安裝容量上限未予規定也遭到行業詬病。李俊峰指出，標桿電價出臺后會引發行業新一輪增長，尤其是西部日照豐富地區，投資吸引力極大。但能否享受補貼電價的關鍵是能否實現并網，但電網規劃是個長期過程，倘若沒有總量控制，易造成大面積脫網事故。

　　“可以像德國一樣有個總量約束，超過多少裝機容量就補貼多少，多大的量封頂，以控制行業過快增長。”李俊峰表示，總量可由價格來調試，例如，若2015年前達到2000萬千瓦，價格下降幅度可控制在5%到10%，而一旦超過2000萬千瓦，價格下降幅度就提升至20%。

　　《通知》還規定，太陽能光伏發電項目上網電價高于當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的部分，仍按《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》有關規定，通過全國征收的可再生能源電價附加解決。

　　對于可再生能源資金是否足夠支付的擔憂，已然在行業內蔓延。2010年，全國征收的可再生能源附加費約為130億元至150億元，其中超過60%用于補貼風電，30%左右用于補貼生物質能發電，其他新能源所獲補貼的比例不足10%，光伏發電更是不到5%，僅為6.5億元至7.5億元。

　　按光伏每千瓦時電補貼0.8元計算，目前的可再生能源資金最多只能補貼800兆瓦，而記者獲得的信息顯示，目前僅青海一省的光伏裝機規模就已接近1吉瓦。

　　“去年，可再生能源資金就已有幾十億元的缺口，要想補得過來，只能提高征收標準�！苯咏�發改委的人士說。然而，在當前通貨膨脹的壓力下，短期內上調電價附加費的執行難度非常大。

　　李俊峰對此卻表示樂觀，他認為可再生能源資金的征收標準將從目前每度電4厘錢增至5厘或6厘，“最快年內調整，最遲明年會實現”，且隨著風電發展規模得到控制，光伏補貼所占比例將會逐步提高。

　　前景并不明朗

　　“一切的補貼都是建立在并網基礎上，如果上不了網，就都是白搭�！惫夥�電站投資商稱。知情人士透露，近兩年光伏項目多數由當地電網接納，并入全國電網的電站屈指可數。

　　“這次明確了上網電價，卻并沒有相配套的光伏上網政策。”王世江表示，目前，光伏電站并網是阻礙國內光伏市場發展的最大問題。光伏發電的波動性使其在接入電網時，可能會產生諧波、逆流、網壓過高等問題，對現有電網造成一定沖擊，因此受到電網公司的消極處置。

　　王世江指出，政策應該明確電網企業在提供光伏并網時的責任和義務，若電網公司等各方利益無法平衡，并網難的問題就仍將存在，啟動國內光伏市場就只會淪落為一句口號。

　　亦有部分人士擔心西部地區年內出現搶裝潮。宏源證券測算，在1800有效利用小時數地區，1.15元/千瓦時的電價對應內部收益率是9.84%，具有很大吸引力。而1元/千瓦時對應的內部收益率是7.44%，下降幅度不小。

　　上述知情人士說，青海已核準項目20多個，遠遠超過政府規劃。青海省政府本想控制總容量在500兆瓦左右，分別是格爾木300兆瓦、德令哈200兆瓦，但五大發電集團，中節能、中廣核、三峽新能源、中海陽、賽維等20多家企業紛紛搶灘涌入，計劃裝機容量已接近1吉瓦。

　　“有些企業還是忽悠，爭搶項目時只是有青海省的口頭應承，國家政策并未出臺，他們的想法是先占坑，等到電價確定了可以倒賣出去。”該人士評價說。

　　風電標桿電價出爐后曾刺激了風電產業的爆發式增長，繼而導致風電設備產能過剩、風電場大面積脫網，風電政策亦由鼓勵轉變為控制。這一幕會否在光伏產業重演？

　　多位受訪人士表示，由于諸多細節沒有厘清，光伏產業的發展前景并不明朗，標桿電價可有效啟動光伏市場，但不足以推動光伏產業幾何級增長。

　　華泰聯合證券分析認為，假設光伏上網電價執行15年，后5年執行地方的脫硫燃煤機組標桿電價，那么在1.15 元/千瓦時及后續1元/千瓦時的電價支持下，西北各省項目的內部收益率將維持在一個合理區間，除西藏等少數光照豐富地區，很難實現暴利。而在東、南地區，由于光照資源相對較低，在此次上網電價下的收益率較低，不適宜投資。

　　“估計發改委一方面是鼓勵，一方面是考慮當地電網接入條件限制，不大擔心會爆發�！蓖鹾Ｉ�說。

　　地方政策的不確定性亦會影響投資者熱情。江蘇光伏產業協會秘書長魏啟東告訴記者，國家政策出臺后，企業都在詢問，江蘇要在年內執行的1.4元/千瓦時電價會否繼續。“省政府目前還沒有給我們任何答復，現在有些項目就停在那了，企業要等政策清晰了之后再決定是否繼續�！蔽簡�東說。

　　華泰聯合證券預計，今年國內光伏市場安裝將實現100%以上增長，驅動力主要來自地方大型地面電站項目。2012年，光伏市場安裝量將達到2.9吉瓦，僅能提升全球市場2%的需求。此外，從目前可再生能源規劃草案及財政補貼專項基金的角度分析，國內光伏市場亦將維持一個相對合理的市場增速，超預期空間不大。

　　王世江指出，國內創新機制缺乏，且對知識產權和技術的保護嚴重缺位，這使得許多光伏企業主要以代工作為盈利模式，產品同質性高、附加值低。因此，大訂單意味著產品資金周轉加快，企業開工率高，故企業更多偏向于走量。這樣，在內需不足、國內缺乏大型光伏渠道商的情況下，面對國內外需求，企業一般都會選擇量大的國外單子。

　　記者了解到，去年，在國外市場需求持續走高的情況下，青海一些光伏電站廠，安裝好了支架之后卻買不到組件。而今年國外市場需求疲軟，青海一家光伏電站廠又往往聚集了七八家組件商。

　　王世江說，中國以出口為導向的政策造成了“先緊國外，后緊國內市場”的局面，而且光伏產品出口享受退稅優惠，而銷往國內卻沒有這種補貼，“企業的市場選擇可想而知”。

　　王世江認為，國內光伏產品質量標準缺失亦限制了市場應用的進一步擴大，劣質產品導致電站收益率降低，可能影響光伏產業投資熱情。據介紹，光伏上游產業鏈企業目前已超過600家，2010年間，半導體生產商、家電生產商甚至農產品制造商均紛紛涉足這一行業，造成行業良莠不齊。

　　嚴大洲表示，伴隨此輪多晶硅價格下降，行業又將迎來新一輪洗牌�！�2008年金融危機時，中國一大批企業出現虧損，到第二年時只有兩家至三家企業贏利。那是第一輪打擊，現在是新的一輪生死線。”他預計，“十二五”期間將會出現又一輪大企業重組收購熱潮。

　　“這兩年光伏的發展歷經坎坷，這回總算見到曙光�！辈槐憔呙�的投資商對記者說，“先不要苛求政策，慢慢等著它完善吧，能出來就是好事�！�