2011年上半年太陽能光伏產(chǎn)業(yè)停滯不前，但有跡象顯示，下半年需求將會大幅增長。然而，如果歐洲的債務(wù)危機無法被控制，或者美國經(jīng)濟重新陷入衰退，光伏產(chǎn)業(yè)的好日子將一去不復(fù)返。

2009年和2010年，發(fā)改委兩次特許權(quán)招標，裝機容量分別為10兆瓦和280兆瓦。地方核準項目大小不一，最小的只有5兆瓦，最大的達200兆瓦，主要集中在青海、甘肅、寧夏等日照豐富地區(qū)和江蘇、浙江、山東等地方財政較充裕的東部地區(qū)。業(yè)內(nèi)人士估計，截至2010年底，中國光伏發(fā)電站裝機容量約在600兆瓦左右，今年有望突破1吉瓦。

8月初，中國國家發(fā)展改革委員會（NDRC）剛剛發(fā)布了太陽能的上網(wǎng)電價政策，而且沒有設(shè)立上限限制，但是項目必須得到國家發(fā)改委的批準。

新的政策規(guī)定，在2011年7月1日以前核準建設(shè)、2011年12月31日建成投產(chǎn)、尚未核定價格的太陽能光伏發(fā)電項目，上網(wǎng)電價統(tǒng)一核定為每千瓦時1.15元。2011年7月1日及以后核準的太陽能光伏發(fā)電項目，以及2011年7月1日之前核準但截至2011年12月31日仍未建成投產(chǎn)的太陽能光伏發(fā)電項目，除西藏仍執(zhí)行每千瓦時1.15元的上網(wǎng)電價外，其余省（區(qū)、市）上網(wǎng)電價均按每千瓦時1元執(zhí)行。該政策將不適用于其他接受政府補貼的光伏項目，如金太陽工程等。

目前該政策仍處于初期階段，還有很多細節(jié)需要明確。但不管怎么說，中國有了自己的上網(wǎng)電價機制，并且在2015年目標10GW，在2020年目標40-50GW，這將對產(chǎn)業(yè)有非常積極的推動作用。但如果中國的太陽能產(chǎn)業(yè)步了風能產(chǎn)業(yè)的后塵，前景將不容樂觀。

2006年出臺《可再生能源法》時即討論過標桿電價問題，“當時想出一攬子標桿電價，包括風電、太陽能、生物質(zhì)能等”，并形成了討論稿，但終因爭議過大被擱置。目前，光伏電站裝機容量已達到一定數(shù)值，制定固定電價的條件比較成熟。

在眾多業(yè)內(nèi)人士看來，標桿電價政策中尚待厘清的疑點還有很多，包括電價一刀切、補貼年限不明、電價下調(diào)幅度不定、補貼資金缺口較大等。

中國的太陽能資源分布共劃分為四個區(qū)域，豐富區(qū)包括甘肅、青海、西藏、寧夏，年日照時間超過3000小時；較豐富區(qū)涵蓋內(nèi)蒙古、東北、河北、山西、陜西等，年日照時間介于2000小時至3000小時之間；沿海地區(qū)則是一般區(qū)，年日照時間約為1000小時至2000小時；不豐富區(qū)的年日照時間則少于1000小時，如重慶、貴陽等。

業(yè)內(nèi)人士分析：以電站運行25年計，1.15元/千瓦時的電價在日照豐富的青海、寧夏等地可收回3倍以上投資，而在年日照時間不足2000小時的北京，只能收回1倍投資。

西北等日照豐富地區(qū)的用戶電價較低，而陽光不充足的內(nèi)陸地區(qū)用戶電價更高。“除了西北地區(qū)可在七八年收回成本外，其他省份都沒有太大優(yōu)勢。”業(yè)內(nèi)專家建議，不妨像風電一樣，將光伏上網(wǎng)電價劃分為四個區(qū)域分別定價，參照物是這些地區(qū)的平均峰值用戶電價。

“1.15元/千瓦時的電價是可以賺錢的。

但如果現(xiàn)在裝機明年享受1元電價，就只能在盈虧平衡之間，不能賺錢。”光伏業(yè)內(nèi)人士認為，政策一般都是規(guī)定行業(yè)之后的發(fā)展，而這次卻是解決遺留問題。 
“一切的補貼都是建立在并網(wǎng)基礎(chǔ)上，如果上不了網(wǎng)，就都是白搭。”光伏電站投資商稱。知情人士透露，近兩年光伏項目多數(shù)由當?shù)仉娋W(wǎng)接納，并入全國電網(wǎng)的電站屈指可數(shù)。

這次明確了上網(wǎng)電價，卻并沒有相配套的光伏上網(wǎng)政策。目前，光伏電站并網(wǎng)是阻礙國內(nèi)光伏市場發(fā)展的最大問題。光伏發(fā)電的波動性使其在接入電網(wǎng)時，可能會產(chǎn)生諧波、逆流、網(wǎng)壓過高等問題，對現(xiàn)有電網(wǎng)造成一定沖擊，因此受到電網(wǎng)公司的消極處置。

不論如何，這兩年光伏的發(fā)展歷經(jīng)坎坷，這回總算見到曙光。先不要苛求政策，慢慢等著它完善吧，能出臺政策對光伏產(chǎn)業(yè)人士來說都是一大好事。