当前国内用于光伏项目的补贴政策有三种形式：大型光伏电站上网电价补贴、金太阳示范工程补贴与光电建筑一体化补贴。其中始于2009年，由财政部、科技部、能源局联合推出的“金太阳示范工程”，不仅成功敲开了国内光伏应用市场的大门，同时也成为国内光伏应用市场启动的重要推手。
尽管“金太阳示范工程”补贴政策并非完美，尤其在资金补贴形式、工程项目实施、后期电站监管等环节仍存亟需完善的各类问题，但在电力体制改革不前、光伏行业融资极度困难的现阶段，继续推行“金太阳示范工程”仍不失为撬动国内应用市场、挽救国内光伏产业的重要手段。
获批项目已达3.2吉瓦
为启动国内光伏应用市场，财政部、科技部、国家能源局连续几年推出了“金太阳示范工程”。2009年印发的《关于实施金太阳示范工程的通知》（下称‘通知’）（财建[2009]397号），规定对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投资的50%给予补助，对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，并于当年公布了一批示范项目目录，规模为640兆瓦，要求在2-3年时间内完成。目录内的项目要在完成项目审批、关键设备采购、电网接入许可等程序后，提出补助资金申请，财政部、科技部、国家能源局核定补助资金额度后，按70%下达预算，完工后经审核再清算剩余资金。（截至2011年底，因不具备实施条件原因，已经取消项目64MW）。
2010年，再次公布了一批示范项目目录，规模为271兆瓦。并且针对当时关键设备价格居高不下（组件市场价格14元/W以上、逆变器市场价格1.5元/W、蓄电池2V市场价格0.8元/Wh、12V市场价格0.6元/Wh）、国内供货紧张的情况，财政部、科技部、国家能源局对组件、逆变器、蓄电池进行了招标，中标价格大大低于市场价格。为加快项目建设，规定对关键设备企业按中标价格补助50%，对项目单位的建设投资按4元/W补助。
2011年，纳入示范目录的项目规模为677MW，根据光伏组件价格下降、项目投资水平降低等情况，降低了补助标准，明确晶硅项目补助标准为9元/W，非晶硅项目补助标准为8元/W。
2012年，根据光伏发电系统建设成本持续下降的实际情况，纳入示范目录的项目规模为1709MW，补助标准确定为5.5元/W。
由此计算，截至2012年5月21日，金太阳工程共安排3233MW的项目，规模占据国内光伏应用市场的半壁江山。
实际完成情况尚可
按照“金太阳示范工程”补贴办法，历来对项目采取的是事前补贴方式，即对符合申报条件的项目先给予70%的工程建设资金，在工程验收合格后获取其余30%的补贴。“事前补贴”历来是“金太阳示范工程”最具争议的焦点。一方面，“事前补贴”在光伏行业融资极度困难的现阶段，为项目提供了稳定的资金支持，解决了企业融资问题，确保了国内光伏发电项目持续性发展；另一方面，也确实存在“以次充好、以大充小、装后再卖”的投机空间，目前媒体相关报道也多以此为重点。
北京太阳能电力研究院总工程师李仲明在接受采访时表示：“光伏成本还远未下降到让‘金太阳示范工程’成为赚钱的项目。以今年为例，‘金太阳’补贴为5.5元/瓦，而光伏系统成本在10元/瓦左右，两者相差4.5元/瓦。按照0.6元/度的电价计算，回收成本需要10年时间，加上长期利率压力，‘骗补’可能性很小。”
“从目前来看，金太阳项目的完成情况还是比较好的。”鉴衡认证中心负责人秦海岩在接受记者采访时说，“金太阳项目一般需要在2-3年中完成，截至当前，我们已经完成了2009年至2010年的项目审核。其中，主体工程完成并网项目达306兆瓦，占总规模的46%；主体项目完工未并网的有123兆瓦，比例为19%；在建项目139兆瓦，比例21%；未开工项目86兆瓦，比例为13%。而影响项目进展的主要原因，均集中在工程前期建设的拖延、找不到屋顶项目以及并网申报程序受阻等方面。”
秦海岩表示：“现在各大厂房与公共设施屋顶属于稀缺资源，建于拆都需要较大的成本投入，并未出现一些媒体所报道的‘装后拆卖’的情况。”
国家发改委能源研究中心研究员王斯成说：“‘金太阳示范项目’社会意义非常重大。在提高社会对光伏产业关注度的同时，也突破了电网对光伏电站的接入限制，成为拉动国内市场的重要力量。”
京东方能源公共关系副部长董华也介绍说：“在2009年出台金太阳示范工程之前，没有哪个项目可以把清洁能源推广成这么大。”
并网依然是主要瓶颈
据记者了解，尽管“金太阳示范工程”社会意义重大，但在实际申报过程中，繁琐的电网接入审批手续、难以兑现的上网电价均成为影响业主积极性的主要因素。
某项目负责人向记者介绍，在电网接入的审批过程中首先需要具有电力设计资质的单位进行接入设计，然后按照要求召开审查会，通过后按照当地电力部门找具有资质的施工单位进行施工，施工完成后进行验收，验收合格后进行并网，整个流程下来，在顺利的情况下仍需两个月时间。
由京东方申报的355KW项目是北京市第一批核准的“金太阳工程”，2009年申报，正式发电在2011年，2012年8月刚刚完成并网验收。
“走这个过程的确需要时间。我们上报材料时，电力公司会告之我们需要准备什么资料，而准备这些材料以及等待审批都需要时间，现在我们已经走了一半的程序，很多公司都做不到。”董华向记者介绍说。
另外，上网电价实施相对困难。在节假日等电力负荷小的时间区间，光伏多余电力无法与电网进行结算，直接减少企业的收入，使得光伏电站资金收益率降低，延长了资金回收期，从而影响业主的积极性。对此，王斯成说：“国外目前普遍采取三种方式对上网电量进行计量：净电量、反送电量按脱硫价格计算以及使用两个电表分别计算，但国内现阶段尚难在此环节有所突破，这也成为影响‘金太阳示范工程’推广的主要瓶颈。”
后期监管可引入市场机制
尽管“金太阳示范工程”对国内应用市场有很积极地推动作用，但其自身尚存缺陷有待完善。其中，“金太阳示范项目”项目后期监管问题比较凸显。
“这是‘金太阳示范工程’存在的最大问题。”某位业内权威人士在接受记者采访时说，“‘金太阳示范工程’每年投资近百亿，有近千个项目分散在全国各地，监管工作量大，且监管效果也难以保证。”
据鉴衡光伏认证事业部项目经理徐田帅介绍，目前，“金太阳示范工程”审核小组要从三个方面对项目进行审核，包括工程整体文件、组件、关键设备以及下拨资金的使用情况的审查。审核结束后，审核小组会出具一份书面的报告，为后期资金拨付提供依据。徐田帅坦言：“一般情况下，一个项目需要2-3天时间即可，稍大项目需要5-6个工作日。目前项目比较多，许多审核小组在同时进行。”
据统计，目前“金太阳示范工程”数量在近千个，未来将在补贴的刺激下项目数量还将大幅增加，其分散性特点将使监管工作面临严峻考验。
英利公共关系梁田说：“可以考虑引入相关的市场竞争机制，完善监管机制。”
尽管“金太阳示范工程”补贴政策并非完美，尤其在资金补贴形式、工程项目实施、后期电站监管等环节仍存亟需完善的各类问题，但在电力体制改革不前、光伏行业融资极度困难的现阶段，继续推行“金太阳示范工程”仍不失为撬动国内应用市场、挽救国内光伏产业的重要手段。
获批项目已达3.2吉瓦
为启动国内光伏应用市场，财政部、科技部、国家能源局连续几年推出了“金太阳示范工程”。2009年印发的《关于实施金太阳示范工程的通知》（下称‘通知’）（财建[2009]397号），规定对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投资的50%给予补助，对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，并于当年公布了一批示范项目目录，规模为640兆瓦，要求在2-3年时间内完成。目录内的项目要在完成项目审批、关键设备采购、电网接入许可等程序后，提出补助资金申请，财政部、科技部、国家能源局核定补助资金额度后，按70%下达预算，完工后经审核再清算剩余资金。（截至2011年底，因不具备实施条件原因，已经取消项目64MW）。
2010年，再次公布了一批示范项目目录，规模为271兆瓦。并且针对当时关键设备价格居高不下（组件市场价格14元/W以上、逆变器市场价格1.5元/W、蓄电池2V市场价格0.8元/Wh、12V市场价格0.6元/Wh）、国内供货紧张的情况，财政部、科技部、国家能源局对组件、逆变器、蓄电池进行了招标，中标价格大大低于市场价格。为加快项目建设，规定对关键设备企业按中标价格补助50%，对项目单位的建设投资按4元/W补助。
2011年，纳入示范目录的项目规模为677MW，根据光伏组件价格下降、项目投资水平降低等情况，降低了补助标准，明确晶硅项目补助标准为9元/W，非晶硅项目补助标准为8元/W。
2012年，根据光伏发电系统建设成本持续下降的实际情况，纳入示范目录的项目规模为1709MW，补助标准确定为5.5元/W。
由此计算，截至2012年5月21日，金太阳工程共安排3233MW的项目，规模占据国内光伏应用市场的半壁江山。
实际完成情况尚可
按照“金太阳示范工程”补贴办法，历来对项目采取的是事前补贴方式，即对符合申报条件的项目先给予70%的工程建设资金，在工程验收合格后获取其余30%的补贴。“事前补贴”历来是“金太阳示范工程”最具争议的焦点。一方面，“事前补贴”在光伏行业融资极度困难的现阶段，为项目提供了稳定的资金支持，解决了企业融资问题，确保了国内光伏发电项目持续性发展；另一方面，也确实存在“以次充好、以大充小、装后再卖”的投机空间，目前媒体相关报道也多以此为重点。
北京太阳能电力研究院总工程师李仲明在接受采访时表示：“光伏成本还远未下降到让‘金太阳示范工程’成为赚钱的项目。以今年为例，‘金太阳’补贴为5.5元/瓦，而光伏系统成本在10元/瓦左右，两者相差4.5元/瓦。按照0.6元/度的电价计算，回收成本需要10年时间，加上长期利率压力，‘骗补’可能性很小。”
“从目前来看，金太阳项目的完成情况还是比较好的。”鉴衡认证中心负责人秦海岩在接受记者采访时说，“金太阳项目一般需要在2-3年中完成，截至当前，我们已经完成了2009年至2010年的项目审核。其中，主体工程完成并网项目达306兆瓦，占总规模的46%；主体项目完工未并网的有123兆瓦，比例为19%；在建项目139兆瓦，比例21%；未开工项目86兆瓦，比例为13%。而影响项目进展的主要原因，均集中在工程前期建设的拖延、找不到屋顶项目以及并网申报程序受阻等方面。”
秦海岩表示：“现在各大厂房与公共设施屋顶属于稀缺资源，建于拆都需要较大的成本投入，并未出现一些媒体所报道的‘装后拆卖’的情况。”
国家发改委能源研究中心研究员王斯成说：“‘金太阳示范项目’社会意义非常重大。在提高社会对光伏产业关注度的同时，也突破了电网对光伏电站的接入限制，成为拉动国内市场的重要力量。”
京东方能源公共关系副部长董华也介绍说：“在2009年出台金太阳示范工程之前，没有哪个项目可以把清洁能源推广成这么大。”
并网依然是主要瓶颈
据记者了解，尽管“金太阳示范工程”社会意义重大，但在实际申报过程中，繁琐的电网接入审批手续、难以兑现的上网电价均成为影响业主积极性的主要因素。
某项目负责人向记者介绍，在电网接入的审批过程中首先需要具有电力设计资质的单位进行接入设计，然后按照要求召开审查会，通过后按照当地电力部门找具有资质的施工单位进行施工，施工完成后进行验收，验收合格后进行并网，整个流程下来，在顺利的情况下仍需两个月时间。
由京东方申报的355KW项目是北京市第一批核准的“金太阳工程”，2009年申报，正式发电在2011年，2012年8月刚刚完成并网验收。
“走这个过程的确需要时间。我们上报材料时，电力公司会告之我们需要准备什么资料，而准备这些材料以及等待审批都需要时间，现在我们已经走了一半的程序，很多公司都做不到。”董华向记者介绍说。
另外，上网电价实施相对困难。在节假日等电力负荷小的时间区间，光伏多余电力无法与电网进行结算，直接减少企业的收入，使得光伏电站资金收益率降低，延长了资金回收期，从而影响业主的积极性。对此，王斯成说：“国外目前普遍采取三种方式对上网电量进行计量：净电量、反送电量按脱硫价格计算以及使用两个电表分别计算，但国内现阶段尚难在此环节有所突破，这也成为影响‘金太阳示范工程’推广的主要瓶颈。”
后期监管可引入市场机制
尽管“金太阳示范工程”对国内应用市场有很积极地推动作用，但其自身尚存缺陷有待完善。其中，“金太阳示范项目”项目后期监管问题比较凸显。
“这是‘金太阳示范工程’存在的最大问题。”某位业内权威人士在接受记者采访时说，“‘金太阳示范工程’每年投资近百亿，有近千个项目分散在全国各地，监管工作量大，且监管效果也难以保证。”
据鉴衡光伏认证事业部项目经理徐田帅介绍，目前，“金太阳示范工程”审核小组要从三个方面对项目进行审核，包括工程整体文件、组件、关键设备以及下拨资金的使用情况的审查。审核结束后，审核小组会出具一份书面的报告，为后期资金拨付提供依据。徐田帅坦言：“一般情况下，一个项目需要2-3天时间即可，稍大项目需要5-6个工作日。目前项目比较多，许多审核小组在同时进行。”
据统计，目前“金太阳示范工程”数量在近千个，未来将在补贴的刺激下项目数量还将大幅增加，其分散性特点将使监管工作面临严峻考验。
英利公共关系梁田说：“可以考虑引入相关的市场竞争机制，完善监管机制。”
