光伏标杆电价的“是是非非”

核电发展的不确定性以及水电发展遭遇质疑，也让发改委想尽快启动光伏终端市场，为完成节能减排目标添加一道砝码。

近年来，虽然中国已成为全球最大的光伏电池生产国，市场份额占到全球的55%，但仍然过度依赖海外市场。2011年，多晶硅产能已超标1倍，如何消化亦成为亟待解决的问题。

消息人士透露，发改委价格司出台标杆电价前三个月，青海省委书记强卫曾前往发改委“公关”，得到了可获国家财政补贴的特许电价(9月30日前完工的电站可享受1.15元/千瓦时电价)。此后，甘肃、宁夏等地区纷纷效仿“进京讨要电价”。

“当时是委里几个领导听了青海省领导的汇报后网开一面，本意是照顾几万千瓦。”该人士说，新能源司没有料到，随后价格司接掌过去，将全国光伏标杆电价统一了下来。

　　细节尚待厘清

在众多分析人士看来，标杆电价政策中尚待厘清的疑点还有很多，包括电价一刀切、补贴年限不明、电价下调幅度不定、补贴资金缺口较大等。

中国的太阳能资源分布共划分为四个区域，丰富区包括甘肃、青海、西藏、宁夏，年日照时间超过3000小时；较丰富区涵盖内蒙古、东北、河北、山西、陕西等，年日照时间介于2000小时至3000小时之间；沿海地区则是一般区，年日照时间约为1000小时至2000小时；不丰富区的年日照时间则少于1000小时，如重庆、贵阳等。

洛阳中硅高科技有限公司副总工程师严大洲分析：以电站运行25年计，1.15元/千瓦时的电价在日照丰富的青海、宁夏等地可收回3倍以上投资，而在年日照时间不足2000小时的北京，只能收回1倍投资。

西北等日照丰富地区的用户电价较低，而阳光不充足的内陆地区用户电价更高。“除了西北地区可在七八年收回成本外，其他省份都没有太大优势。”严大洲建议，不妨像风电一样，将光伏上网电价划分为四个区域分别定价，参照物是这些地区的平均峰值用户电价。

“1.15元/千瓦时的电价是可以赚钱的。但如果现在装机明年享受1元电价，就只能在盈亏平衡之间，不能赚钱。”不愿具名的光伏行业分析师表示，对此次电价政策内容感到疑惑。在她看来，政策一般都是规定行业之后的发展，而这次却是解决遗留问题。

中国光伏产业联盟产业研究部博士王世江分析，前后电价价差仅为0.15元/千瓦时，上网电价与其说是促进国内光伏市场发展，不如说是对过去建设电站的补偿。

李俊峰则认为，7月1日核准日并不是一个严格的分界线，12月31日建成投产日才最为关键。“即使在7月1日以后批准，能赶在今年底前完工，应该都能享受到高电价。”这一观点亦得到发改委内部人士的认同。