日前，国家能源局新能源与可再生能源司副司长史立山在接受编辑采访时表示，光伏发电成本太高，政府很难补贴，光伏并网电价短期很难确定。
种种政策迹象显示，备受光伏企业期待的光伏并网电价政策年内很难出台。这样的消息无疑给此前热情高涨的光伏产业链投资商带来不小打击。英利能源副总经理许洪建表示，这意味着至少近两年内国内光伏市场将以平淡为主，产业将继续依靠出口。然而，过多依靠出口，市场“外热内冷”，国内光伏产业的发展将不可避免地面对国际经济波动和贸易风险的考验。
支持政策犹疑源于“补不起”
史立山介绍说，目前光伏装机投资成本每千瓦约18000元左右，而常规火电的投资成本约每千瓦3000-4000元，光伏电价是常规火电电价的三倍以上，光伏规模化发展的最大阻碍还是成本太高。
一位光伏企业人士表示，正是这一原因，导致政府对光伏并网电价的心理价位与企业的心理价位出现很大的分歧。
2009年敦煌光伏并网项目特许权招标确定的1.09元/千瓦时，实际上可看作是政府的底线。但史立山表示，敦煌项目1.09元的招标电价还是偏高，财政不可能拿出那么多资金进行补贴，需要降到0.7元-0.8元左右才有可能推广到整个行业。
而前不久无锡尚德有关负责人表示，如果上网电价低于1.44元/千瓦时，基本没法做。大多数光伏企业对光伏并网电价的期望值都在1.3元-1.5元之间。
在对并网电价的期望值分歧很难弥合的同时，政府对光伏产业的补贴政策也有些“骑虎难下”。财政部协同其他部门2009年先后出台两项针对光伏产业的补贴政策，分别为“太阳能屋顶计划”和“金太阳工程”。
“目前国家财政每年需要为光伏发电补贴70多亿元。”国家发改委能源研究所研究员、光伏专家王斯成表示，按照现在的光电发展状况，要想达到2020年太阳能发电总容量1800兆瓦的目标，国家补贴将超过1000亿元。这显然远远超出财政补贴的能力。
我国政府通过征收可再生能源附加的方式对可再生能源发电实行补贴。据了解，目前我国的可再生能源附加额度虽然经历了一次上调，但总额依旧有限，要满足风电、光伏发电高速的增长实在有心无力。如果继续上调可再生能源附加，难免对消费者带来较大的压力。
如今，新一轮八省光伏并网项目特许权招标即将举行，将通过招投标来确定合适的价格区间。业内人士预期，由于光伏发电成本相对较高，这样的特许权招标很可能还要延续几年。
被业界高度期待的光伏并网电价也因成本过高的原因陷入“搁浅”。上网电价迟迟不能确立，投资的回收期限可能被无限期延长。对于国内光伏投资者来说，国内市场难有根本起色，只能将更多的精力和目光投向国外市场。
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