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。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。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