確定光伏上網標桿電價的議題，雖然行業呼聲已逾兩年，但國家發改委的政策出臺之快還是遠超業內預期。

　　8月1日，國家發改委對外公布《關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知》(下稱《通知》)，以項目核準時間和建成投產時間為分界線，制定出全國統一的光電標桿上網電價。

　　《通知》規定，7月1日以前核準建設、12月31日建成投產、發改委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(含稅)。

　　7月1日及以后核準的太陽能光伏發電項目，以及7月1日前核準但截至年底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(含稅)執行。

　　“一般情況下，假如某項價格政策會涉及到很多主管部門，各部委間會有一個會簽過程，甚至意見不統一時還要邀請整個產業鏈條的企業和專家參與商議。”知情人士對《財經》記者透露，在此次光伏標桿電價出臺之前，財政部、工信部、建設部、環保部等相關行業主管部門并不知情。

　　直到該政策發布后，發改委內部仍有不同意見。記者了解到，國家能源局新能源與可再生能源司(下稱新能源司)就對此持反對意見，在五六月份發改委價格司前來征求意見時，新能源司部分領導未在方案上簽字。

　　“既然大領導都同意了，最后也只能這樣了。”消息人士告訴記者，新能源司認為此次固定電價是一件“砸了鍋的事”。

　　該人士引述能源局內部人士的話說：“這會讓技術創新停滯，會導致行業魚龍混雜，讓阿貓阿狗都搶著上光伏，搶著賺錢。”

　　市場則視政策為一個大大的利好。《通知》出臺次日，A股市場光伏板塊普遍放量上漲，多家研究機構使用了“里程碑”“標志性”等極富感情色彩的評價語。

　　樂觀人士稱，標桿電價將有利于加快國內光伏市場啟動，緩解中國目前光伏產品過度依賴出口的局面，亦將為中國后續正式出臺上網電價法奠定基礎。

　　持有疑慮者則表示，政策略顯粗糙，個中細節尚未厘清，不太可能馬上帶來國內光伏市場爆發式增長，尤其是對于未來價格調整幅度和時間表表述模糊，令項目投資業主茫然。

　　“這個政策其實是解決原來的遺留問題，因為之前建的好多電站在那兒趴著曬太陽，好多錢壓在那兒出不來。但后續要怎么做，還不是很明朗。”無錫尚德集團高級副總裁張光春對記者直言。

　　發改委能源研究所副所長李俊峰預測，標桿電價出臺后，光伏電價下調是必然趨勢。估計2015年時，電價可達每千瓦時0.8元，2020年時降至0.6元至0.7元。

　　“樂觀估計，2020年光伏發電將不再需要補貼，保守估計，至少到2030年不再需要。”李俊峰稱，隨著火電發電成本上升和光伏發電成本下降，二者成本將最終實現持平，屆時，光伏發電更具競爭優勢。

　　決策層琴瑟失調

　　在光伏產業終端市場，除太陽屋頂計劃和金太陽工程，還有國家特許權招標項目與地方核準項目。

　　2009年和2010年，發改委兩次特許權招標，裝機容量分別為10兆瓦和280兆瓦。地方核準項目大小不一，最小的只有5兆瓦，最大的達200兆瓦，主要集中在青海、甘肅、寧夏等日照豐富地區和江蘇、浙江、山東等地方財政較充裕的東部地區。業內人士估計，截至2010年底，中國光伏發電站裝機容量約在600兆瓦左右，今年有望突破1吉瓦。

　　接近發改委的人士告訴記者，能源局設計的光伏產業發展路徑是，通過招標方式選擇有競爭力的投資方，以價格倒逼投資業主想方設法進行技術創新和降低成本，在降低成本的基礎上再進一步擴大招標規模，并利用規模化生產繼續壓低成本，如此循環，最后達到取消國家補貼的目的，實現太陽能發電與常規能源的競爭。

　　“發展方式就是用盡量少的國家補貼，來比較大規模地搞光伏發電，誰要的補貼少就讓誰做。”該人士說，能源局內部形容這一發展思路是“攤大餅”，并自我評價“體現了競爭機制，設計非常完整”，只要企業能夠降低成本，能源局就敢擴大規模。

　　能源局方面認為，業已完成的兩次特許權招標“非常成功”，并計劃以年均100萬千瓦的速度，于“十二五”期間完成在荒漠地區累計達500萬千瓦的特許權招標。

　　但是，兩次特許權招標在業內卻激起一片討伐聲。尤其是去年280兆瓦招標項目，投標上網電價一次次探底，介于0.7288元/千瓦時到0.9907元/千瓦時之間，不僅令民企悉數出局，更讓眾多產業鏈上游企業直呼“是一筆虧錢的買賣”，并擔心會把光伏行業引向危險的境地。(詳見《財經》雜志2010年第18期“光電低價搏殺”)

　　這場口誅筆伐也引致了決策部門的意見分歧。記者了解到，在發改委內部工作會議上，價格司多次批評能源局，認為其主導的特許權招投標“是在不計工本地瞎投標”。能源局反駁稱，太陽能產業正處于劇烈變化中，表現在市場供求關系不斷波動，以及技術不斷創新，應該用一種激勵機制和創新機制來發揮這種精神，而不是用一種電價將產業固定。

　　價格司人士稱反對意見屬“一孔之見”。前述接近發改委的人士表示，新能源司內部認為價格司是在“搶占能源局的審批權力”，上網標桿電價的出臺“毀了能源局的招標機制”。

　　研究人士認為光伏標桿電價的出臺水到渠成。李俊峰透露，2006年出臺《可再生能源法》時即討論過標桿電價問題，“當時想出一攬子標桿電價，包括風電、太陽能、生物質能等”，并形成了討論稿，但終因爭議過大被擱置。目前，光伏電站裝機容量已達到一定數值，制定固定電價的條件比較成熟。

　　李俊峰指出，此前，為鼓勵太陽能行業發展，財政部、住建部于2009年聯合推出“太陽屋頂計劃”，同年，財政部、科技部、能源局開始實施“金太陽工程”，這兩項國家政策均存在制度設計缺陷。

　　太陽屋頂計劃首先保證自發自用，多余電量實現上網，造成電網接收困難。金太陽工程則進行一次性補貼，申報項目時先補貼70%用于投資，建成驗收完成后再補貼余下的30%，使投資成本還未實現發電即可收回，令監管成本大大提升。

　　“這兩項政策現在都顯得不合時宜。”李俊峰強調，標桿電價既可保證投資者利益，又對投資商提出了嚴苛條件，只有持續性實現核定發電量才可收回投資。

　　已建成光伏電站無法實現并網發電亦促成價格司下定決心。不愿具名的民營投資商透露，已建成的電站中約有90%以上未實現并網，主要原因正是電價不確定，“業主不知道可以賣到多少錢，電網也有理由拒絕接收”。

　　核電發展的不確定性以及水電發展遭遇質疑，也讓發改委想盡快啟動光伏終端市場，為完成節能減排目標添加一道砝碼。

　　近年來，雖然中國已成為全球最大的光伏電池生產國,市場份額占到全球的55%，但仍然過度依賴海外市場。2011年，多晶硅產能已超標1倍，如何消化亦成為亟待解決的問題。

　　消息人士透露，發改委價格司出臺標桿電價前三個月，青海省委書記強衛曾前往發改委“公關”，得到了可獲國家財政補貼的特許電價(9月30日前完工的電站可享受1.15元/千瓦時電價)。此后，甘肅、寧夏等地區紛紛效仿“進京討要電價”。

　　“當時是委里幾個領導聽了青海省領導的匯報后網開一面，本意是照顧幾萬千瓦。”該人士說，新能源司沒有料到，隨后價格司接掌過去，將全國光伏標桿電價統一了下來。

　　細節尚待厘清

　　在眾多分析人士看來，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。

　　中國的太陽能資源分布共劃分為四個區域，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。

　　洛陽中硅高科技有限公司副總工程師嚴大洲分析：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。

　　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。”嚴大洲建議，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