前景并不明朗
“一切的补贴都是建立在并网基础上，如果上不了网，就都是白搭。”光伏电站投资商称。知情人士透露，近两年光伏项目多数由当地电网接纳，并入全国电网的电站屈指可数。
“这次明确了上网电价，却并没有相配套的光伏上网政策。”王世江表示，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其在接入电网时，可能会产生谐波、逆流、网压过高等问题，对现有电网造成一定冲击，因此受到电网公司的消极处置。
王世江指出，政策应该明确电网企业在提供光伏并网时的责任和义务，若电网公司等各方利益无法平衡，并网难的问题就仍将存在，启动国内光伏市场就只会沦落为一句口号。
亦有部分人士担心西部地区年内出现抢装潮。宏源证券(15.01,0.25,1.69%)测算，在1800有效利用小时数地区，1.15元/千瓦时的电价对应内部收益率是9.84%，具有很大吸引力。而1元/千瓦时对应的内部收益率是7.44%，下降幅度不小。
上述知情人士说，青海已核准项目20多个，远远超过政府规划。青海省政府本想控制总容量在500兆瓦左右，分别是格尔木300兆瓦、德令哈200兆瓦，但五大发电集团，中节能、中广核、三峡新能源、中海阳、赛维等20多家企业纷纷抢滩涌入，计划装机容量已接近1吉瓦。
“有些企业还是忽悠，争抢项目时只是有青海省的口头应承，国家政策并未出台，他们的想法是先占坑，等到电价确定了可以倒卖出去。”该人士评价说。
风电标杆电价出炉后曾刺激了风电产业的爆发式增长，继而导致风电设备产能过剩、风电场大面积脱网，风电政策亦由鼓励转变为控制。这一幕会否在光伏产业重演？
多位受访人士表示，由于诸多细节没有厘清，光伏产业的发展前景并不明朗，标杆电价可有效启动光伏市场，但不足以推动光伏产业几何级增长。
华泰联合证券分析认为，假设光伏上网电价执行15年，后5年执行地方的脱硫燃煤机组标杆电价，那么在1.15 元/千瓦时及后续1元/千瓦时的电价支持下，西北各省项目的内部收益率将维持在一个合理区间，除西藏等少数光照丰富地区，很难实现暴利。而在东、南地区，由于光照资源相对较低，在此次上网电价下的收益率较低，不适宜投资。
“估计发改委一方面是鼓励，一方面是考虑当地电网接入条件限制，不大担心会爆发。”王海生说。
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