近日，国家发改委出台了《国家发展改革委关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》（发改价格[2011]1594号）文件。明确了全国光伏发电的上网电价：在2011年7月前核准建设，并且于年底建成投产的光伏电站，将享受1.15元/度的上网电价，在2011年7月后核准建设的电站或者在7月前建设，但年底尚未能建成投产的光伏电站，其上网电价为1元/度。资金通过全国征收的可再生能源电价附加解决。特许权招标工程和国家“金太阳”示范工程资助的项目不能享受此电价，仍将分别按照中标电价和当地脱硫燃煤机组标杆上网电价执行。
此文件的出台受到市场的极度欢迎，光伏板块普遍放量增长，它将有利于加快国内光伏市场的启动，缓解我国光伏产品过度依赖进口的局面，也将为我国后续正式出台上网电价法奠定基础。
虽然此文件明确了业内人士期待已久的上网电价，但如果说此文件将会使得我国光伏市场爆发式增长，可能还需很长的一段路要走。
一是上网难的问题并未解决。此文件明确了上网电价，但并没有相对应的光伏上网政策作为配套，光伏电站建成，如若不能并网，则将无法享受上网电价。目前光伏电站并网是阻碍国内光伏市场发展的最大问题，光伏发电的波动性使得在其接入电网时，可能会产生谐波、逆流、电压闪变等问题，对现成电网造成一定的冲击，因此也被电网公司作为“垃圾”电源而受到消极处置。同时，光伏发电的间歇性和不可预测性等特点使得在调峰调频方面需要较多的其他电力来平衡，如火电、水电等，这将给电网的调度增加难度，也会影响到现有电厂的利益。目前，我国并网的光伏项目，多数由当地的电网所接纳，但当地电网的接纳能力有限，如若不尽快建成高压远距离输电，理顺电网公司等各方利益关系，则并网难的问题仍将存在，国内光伏市场的启动仍将是空口号。
二是1.15元/度电价对市场的启动有限。从文件中可以看到，1.15元/度的电价是对2011年7月1日之前核准建设电站的一种补贴，而在此后核准的电价则仅为1元/度，一前一后相差了0.15元，因此上网电价与其说是促进国内光伏市场的发展，不如说是对过去建设电站的弥补。另外，文件中并没有对补贴的年限进行说明，而据测算，初始投资17元/瓦，资本金20%，资本金回收10年，电站建设在西部的情况下，光伏发电电价仍为1.2元/瓦，因此1.15元的电价也并不是非常诱人。特别是目前银根紧缩、融资成本高企的情况下，光伏电站投资过长的资金回收率也将成为障碍之一。另外，电站采取一刀切的方式，并不利于东部地区光伏市场的发展,平均来说，东部地区的有效日照时间比西部低200小时/年，因此在东部建设光伏电站其收益率将会更低。
三是文件没有确定光伏电站的安装容量上限，文件中说明了高于当地脱硫燃煤机组上网电价主要通过全国征收的可再生能源电价附加来解决，在2010年，全国征收的可再能能源附加费约为130亿左右，但大部分资金用于补贴风力发电和生物质发电，用于光伏发电的比例非常低，不到5%，按每度电补贴8毛/瓦算，假定可再生能源补贴的5%用于光伏，则最多可补贴800MW，而仅青海一省的规模就已接近800MW。因此，若扩大补贴规模，需加大可再生能源附加费，而在当前我国通货膨胀压力大，中小企业融资困难，并且今年上半年刚因电荒而上调电价的情况下，短期内上调电价附加费，难度较大。另外，光伏电站的建设是向省还是国家发改委申请核准，文件中并没有明确。
四是国内缺乏大型光伏渠道商。创新机制的缺乏以及对知识产权或技术保密性的缺位，使得国内的很多光伏企业主要是以代工为主，产品同质性较高，附加值较低。因此企业更多的偏向于走量，在选择经销商时，主要是选择一些大型的渠道商，即使价格并不具备优势。大订单意味着产品资金周转加快，企业开工率高，因此在内需不足、国内缺乏大型光伏渠道商的情况下，面对国内外的需求，企业一般都会选择国外的单子，因为国外的单子量大。去年，在国外市场需求持续走高的情况下，青海一些光伏电站厂，已经安装好了支架，却买不到组件，这或许就是这一情形的写照。另外，我国以出口为导向的政策也是造成先紧国外，后紧国内市场的原因之一，光伏产品出口享受出口退税，而销往国内却没有这种补贴，因此企业的市场选择也就可想而知。
五是国内光伏产品质量标准缺失也可能限制了市场应用的进一步扩大。光伏产品质量问题可能导致在特定光伏上网电价下，电站收益率降低，从而影响光伏投资热情。在光伏行业迅猛发展的同时，也催生了一批盲目跟风上马的项目，这些项目缺少技术经验，其产品质量难以保证，特别是在当前光伏行业市场需求不振，光伏产品价格大跌的背景下，质量不可靠的产品影响深远。产品质量的不合格对我国“金太阳”工程的实施也带来了一定的负面影响，如2009年的金太阳示范工程就曾爆出以次品建设电站申领国家补贴的问题，影响了工程的实施。因此亟待完善产品质量标准，确保光伏电站的收益率。
总而言之，国内光伏市场的启动不可能一蹴而就，但是通过此上网电价文件的出台，明显给市场释放了一些利好信息，它将逐渐扫清光伏市场发展过程中出现的障碍，逐步推动我国光伏市场又快又好发展。
此文件的出台受到市场的极度欢迎，光伏板块普遍放量增长，它将有利于加快国内光伏市场的启动，缓解我国光伏产品过度依赖进口的局面，也将为我国后续正式出台上网电价法奠定基础。
虽然此文件明确了业内人士期待已久的上网电价，但如果说此文件将会使得我国光伏市场爆发式增长，可能还需很长的一段路要走。
一是上网难的问题并未解决。此文件明确了上网电价，但并没有相对应的光伏上网政策作为配套，光伏电站建成，如若不能并网，则将无法享受上网电价。目前光伏电站并网是阻碍国内光伏市场发展的最大问题，光伏发电的波动性使得在其接入电网时，可能会产生谐波、逆流、电压闪变等问题，对现成电网造成一定的冲击，因此也被电网公司作为“垃圾”电源而受到消极处置。同时，光伏发电的间歇性和不可预测性等特点使得在调峰调频方面需要较多的其他电力来平衡，如火电、水电等，这将给电网的调度增加难度，也会影响到现有电厂的利益。目前，我国并网的光伏项目，多数由当地的电网所接纳，但当地电网的接纳能力有限，如若不尽快建成高压远距离输电，理顺电网公司等各方利益关系，则并网难的问题仍将存在，国内光伏市场的启动仍将是空口号。
二是1.15元/度电价对市场的启动有限。从文件中可以看到，1.15元/度的电价是对2011年7月1日之前核准建设电站的一种补贴，而在此后核准的电价则仅为1元/度，一前一后相差了0.15元，因此上网电价与其说是促进国内光伏市场的发展，不如说是对过去建设电站的弥补。另外，文件中并没有对补贴的年限进行说明，而据测算，初始投资17元/瓦，资本金20%，资本金回收10年，电站建设在西部的情况下，光伏发电电价仍为1.2元/瓦，因此1.15元的电价也并不是非常诱人。特别是目前银根紧缩、融资成本高企的情况下，光伏电站投资过长的资金回收率也将成为障碍之一。另外，电站采取一刀切的方式，并不利于东部地区光伏市场的发展,平均来说，东部地区的有效日照时间比西部低200小时/年，因此在东部建设光伏电站其收益率将会更低。
三是文件没有确定光伏电站的安装容量上限，文件中说明了高于当地脱硫燃煤机组上网电价主要通过全国征收的可再生能源电价附加来解决，在2010年，全国征收的可再能能源附加费约为130亿左右，但大部分资金用于补贴风力发电和生物质发电，用于光伏发电的比例非常低，不到5%，按每度电补贴8毛/瓦算，假定可再生能源补贴的5%用于光伏，则最多可补贴800MW，而仅青海一省的规模就已接近800MW。因此，若扩大补贴规模，需加大可再生能源附加费，而在当前我国通货膨胀压力大，中小企业融资困难，并且今年上半年刚因电荒而上调电价的情况下，短期内上调电价附加费，难度较大。另外，光伏电站的建设是向省还是国家发改委申请核准，文件中并没有明确。
四是国内缺乏大型光伏渠道商。创新机制的缺乏以及对知识产权或技术保密性的缺位，使得国内的很多光伏企业主要是以代工为主，产品同质性较高，附加值较低。因此企业更多的偏向于走量，在选择经销商时，主要是选择一些大型的渠道商，即使价格并不具备优势。大订单意味着产品资金周转加快，企业开工率高，因此在内需不足、国内缺乏大型光伏渠道商的情况下，面对国内外的需求，企业一般都会选择国外的单子，因为国外的单子量大。去年，在国外市场需求持续走高的情况下，青海一些光伏电站厂，已经安装好了支架，却买不到组件，这或许就是这一情形的写照。另外，我国以出口为导向的政策也是造成先紧国外，后紧国内市场的原因之一，光伏产品出口享受出口退税，而销往国内却没有这种补贴，因此企业的市场选择也就可想而知。
五是国内光伏产品质量标准缺失也可能限制了市场应用的进一步扩大。光伏产品质量问题可能导致在特定光伏上网电价下，电站收益率降低，从而影响光伏投资热情。在光伏行业迅猛发展的同时，也催生了一批盲目跟风上马的项目，这些项目缺少技术经验，其产品质量难以保证，特别是在当前光伏行业市场需求不振，光伏产品价格大跌的背景下，质量不可靠的产品影响深远。产品质量的不合格对我国“金太阳”工程的实施也带来了一定的负面影响，如2009年的金太阳示范工程就曾爆出以次品建设电站申领国家补贴的问题，影响了工程的实施。因此亟待完善产品质量标准，确保光伏电站的收益率。
总而言之，国内光伏市场的启动不可能一蹴而就，但是通过此上网电价文件的出台，明显给市场释放了一些利好信息，它将逐渐扫清光伏市场发展过程中出现的障碍，逐步推动我国光伏市场又快又好发展。
