近日，国家发改委正式明确光伏上网标杆电价：7月1日前核准建设且12月31日前建成投产的光伏发电项目，上网电价统一核定为每度含税1.15元；7月1日以后核准以及7月1日之前核准12月31日仍未建成投产的光伏发电项目，除西藏外，其余区域上网电价均按每千瓦时1元执行。
对于此次上网标杆电价的出台，几乎所有的研究机构在评价时都使用了“里程碑”、“标志性”等评语，并预计这将成为国内光伏市场迎来爆发式增长的导火索。大同证券表示，目前我国对光伏发电行业的扶持政策，主要包括金太阳工程示范项目和光伏发电特许权招标项目，但由于相关政策存在“重建不重用”、且可操作性不强等缺陷，因此，国内光伏发电市场一直未能真正启动，使得我国虽是光伏生产大国，却一直不是光伏市场大国。
实践证明，对于技术不成熟、成本较高的新兴产业而言，政府制定合理的标杆定价往往是最有效政策手段。从行业对比看，2009年我国推出了风电上网标杆电价，当年风电新增装机容量增长达120%，远超2008年90%的增速。而跨国对比可以发现，德国、西班牙、意大利等光伏市场开始爆发，也是在上网电价法出台以后。例如，2000年德国推出的EEG法案，奠定了德国在光伏市场的龙头地位；2007年，西班牙政府颁布RD661/2007后，2008年西班牙光伏市场迎来了“井喷式”增长。因此，业内人士认为，政府制定标杆电价将成为国内光伏发展新的起点，标志着中国光伏市场真正进入到启动阶段。
而对于光伏补贴的可持续性，长江证券表示，光伏补贴并非高不可攀，2011-2013年光伏所需的财政支出与2008-2010年风能基本相近，在20亿-70亿元之间。更关键的是，地方财政并非不堪重负。长江证券表示，此次光伏上网是全国性的，国家财政会承担大头，而且就算地方财政完全负担，2GW全部并网所需要的支出占西部六省区支出的0.3%，6GW全部并网占比约为0.8%。同时，光伏上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆电价部分，也可以通过征收的电力附加及可再生发电配额交易来消化。
业内人士普遍预期，市场启动将从太阳能丰富的地区开始，例如日照时间在3000小时或以上，有效发电小时达到1500小时左右的西藏、青海、新疆、内蒙古等地区。同时，根据宏源证券的估算，在1800有效利用小时数的地区，1.15元/度的电价对应内部收益率是9.84%，已经具有很大的吸引力，而1元/度对应的内部收益率是7.44%，相比今年的下降幅度不小，因此为了赶上高电价补贴，这些区域在未来三个月可能出现一波抢装潮。
业内人士表示，随着欧洲需求复苏，新兴市场启动，下半年光伏市场整体环境要好于上半年，而国内市场的启动能够真正解决目前光伏产业两头在外的窘境，行业整体值得看好。
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