虽然赵枫在新疆投资10亿元、建设光电组件生产基地的计划已经获批，但是他依旧在等待。
赵枫是湖南神舟光电能源有限公司的董事长，其公司主要为光伏电站提供单、多晶硅太阳电池片。
他在等待一些利好政策的出台，能够刺激西部光伏电站建设，从而间接带动其在当地生产的电池组件的旺销。
但是，面对刚刚出台的国内光伏发电标杆上网电价，他又陷入了犹豫。在他看来，这是一份产业的利好，但其效力还不足以刺激和振奋起整个沉寂的光伏市场。
企业算账
按照8月1日国家发改委下发的《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》，将对非招标太阳能光伏发电项目实行全国统一的标杆上网电价。
具体而言，2011年7月1日以前核准建设、2011年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。
2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目，以及2011年7月1日之前核准但截至2011年12月31日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元执行。
而之前，发改委曾进行了两次光伏发电的特许权招标，用以摸清光伏发电的成本。其中，2009年的敦煌光伏电站上网电价中标价格为每千瓦时1.09元，该价格一度成为当时同类商业项目的基准参考价。
此后2010年再次进行了第二批光伏发电项目的特许权招标。竞标价几乎全部低于每千瓦时1元，最高电价为0.9907元，最低为0.7288元。
赵枫算了一笔账。建设一座常规的光伏电站，按照每千瓦时1元的上网电价，同时保证8%的固定收益率，收回成本需要15~20年。
“这么长的成本回收周期，相信没有几家光伏企业会有太大的积极性。”赵枫说，“而且，发改委的新政文件还称将根据投资成本变化、技术进步情况等因素适时调整，如果企业投资了三五年后，上网电价变成8毛钱，那这个成本回收周期还要拉长，对投资者来说，这个变数带来的风险就太大了。”
对此，赵枫认为，文件至少要对投资者有个期限的许诺。“像欧洲一些国家，如德国，在制定相应的政策时，会在政策上许诺政策发布期内的上网电价保持20年不变，即使后来调整补贴额度，也不会改变之前的合同。但我们的文件中没有标明这样的期限。”
他认为，按照国内的情况，该标杆电价至少应维持5-10年不变，对投资人来说才有吸引力。“在整个行业内，我们曾经做过一个测算，目前的上网电价在1.2元能够保证电站8~10年收回成本，1.5元左右能够在5~8年收回成本。”
所以按照赵枫的测算，只有各省市在此基础上再进行相应的补贴，才会对电站的建设带来大的投资效应，否则很难调动投资商的热情和积极性。
1元钱的影响
其实，在光伏1元新政发布之前，山东、江苏和青海已经启动了当地光电的上网电价。其中山东最高，计划2010年投产的电价是每千瓦时1.7元，2011年投产的电价是每千瓦时1.4元，2012年投产的是每千瓦时1.2元。江苏规划每千瓦时1.4元，青海省是每千瓦时1.15元。
对于这些省内先行出台的政策如何对接，厦门大学能源经济研究中心主任林伯强认为，高出标杆电价的部分应以各省补贴的形式追加。“如江苏的1.4元，在1元国家政策的基础上省内再补贴0.4元，实现多方的支持力度。”
据了解，1元的标杆电价由并网的电网侧支付，按照规定，其高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分，按《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，通过全国征收的可再生能源电价附加解决，目前的电价附加为每千瓦时4厘钱。
“去年电网侧从电费中收取的资金大约有几十亿，主要用于可再生能源的发电补贴，但分摊到光电上，还不到20%。”一位不愿具名的业内人士表示。
目前，国内对光电的补贴主要由上网电价和金太阳示范工程的补贴两大来源，前者即1元的标杆上网电价，后者则提出其“并网光伏发电项目原则上按光伏发电系统及其配套输配电工程总投资的50%给予补助，偏远无电地区的独立光伏发电系统按总投资的70%给予补助。”“如果两个补贴都能享受到，该电站将获益匪浅，但不是所有光伏电站的投资者都能申请成功，一般的企业很难企及。”与此同时，林伯强还对1元新政表示了担忧。“对太阳能丰富的西部地区来说，发电度电成本只有8毛钱左右，所以1元钱对其来说具有盈利空间。但对用电相对集中的东中部地区来说，发电度电成本基本在1元以上，甚至接近2元，1元的补贴就会有所不足。”
林伯强认为，这种标准的失衡很可能促使光伏企业集中向西部转移，从而重蹈风电的覆辙，造成西部窝电，难以送到东部地区，失去太阳能分布式发电的优越性和意义。
然而即使是被看好的前往西部投资，赵枫也表示了本文开头的犹豫，回收成本周期长，以及政策的延续性难以明晰，让他举棋不定。
