“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。

　　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。

　　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。”