當前全球光伏市場的主要需求來自德國和意大利，在2010年全球17吉瓦的裝機量中，上述兩國占據70%。今年上半年德國和意大利對于光伏產業的補貼政策稍有變動就引起了全球光伏產品價格的“上躥下跳”，直接造成今年第二季度全球光伏市場需求萎縮，全線產品大幅跌價，其中多晶硅跌價超過20%，硅片跌價超過30%，電池片跌價在30%左右。

　　中國光伏產業一直呈現“兩頭在外”的局面，產品供給量超過全球50%，但需求量僅占全球5%不到。國內光伏市場“雷聲大雨點小”，歸根究底，其原因仍然是低價惡性競爭、補貼不夠造成投資收益不足，投資主體沒有積極性。

　　按照現在光伏產品價格下跌后的15-18元/瓦的總投資成本來計算，國內政策補貼額度基本在7-8元/瓦，國內光伏項目的資本回收期大約為10-15年左右。從投入產出比來看，投資具有一定的經濟性，但在短期內中國市場很難有超常規發展。實際上，比光伏裝機量更為重要的是在裝機量增加的同時，企業是否有利可圖，而不僅僅是總量上數字的增加。

　　以目前全球市場來看，光伏產業的盈利模式主要是靠政府制定上網電價補貼。從長遠來看，“平價上網”是一個可期的未來，但在“十二五”末能夠實現“平價上網”的概率很小。“十二五”期間，中國光伏產業仍然需要政府的財政補貼，標桿電價實際上是階段性相對合理的舉措，我國可以效仿德國、意大利的方式，隨著成本下降逐漸減少補貼，直到迎來“平價上網”的時代。

　　“十二五”是掌握標桿電價政策的“命門”

　　對于全國統一的1元標桿電價，國家有關部門可否針對不同地區、不同建設方式（地面和屋頂），實施與風電類似的分類電價。從國內光伏發電項目實施情況看，以1兆瓦電站為例，西北地區晶硅電站年發電量140萬度左右，薄膜電站可達150萬度，以后逐年有一定衰減。而東部、中部地區，有效光照低于西部地區，薄膜電站年發電量在100萬度左右，晶硅電站應在90-92萬度左右，比西北地區少了1/3的發電量。按1元/度上網電價計算，年發電收入少了50萬元，如以25年使用壽命計算，即要少收入1250萬元。但在西北地區大規模建設光伏電站又面臨一個電力輸送能力和電網建設速度的瓶頸。因此，我們認為，“十二五”期間，我國光伏發電要采取西北地區建設地面電站和東、中部地區建設地面和屋頂項目并舉的策略。

　　“十二五”過渡期間，在國家光伏補貼政策暫沒有分區、分類的情況下，地方政府能否根據各地區的實際發展情況，給予不同的補貼政策。如江蘇省2011年地面光伏電站上網補貼政策為1.40元/度，明年能否定為1.20元，其中0.20元由地方政府補貼。這對在東部地區大規模啟動光伏項目、緩解一些地區用電緊張狀況將大有裨益。

　　配套政策很關鍵

　　在實施上網電價過程中，政策配套非常重要。其中，解決投入資金和利息是核心問題。建設光伏項目投入大，銀行利息所占比例也很大。

　　以在沿海地區建設1兆瓦薄膜電池光伏電站為例，若投入1100萬元，其中20%為資本金、另需向銀行貸款880萬，而這880萬貸款利息，是能否實現1元上網電價的關鍵。

　　沿海地區每兆瓦光伏電站年發電量100萬度，發電收入為100萬元，貸款按6.5%年息計算，即要支出57.2萬。如利率上浮到8%，則每年需支付利息70.4萬元，再加上土地占用費、電站維護費、線路維護費等約10萬元，支出則達到67-80萬元，而收入只有20-30萬元，據此測算，回收期將在25年以上。

　　另外，國家對光伏發電的銀行利息要有專門政策，希望對光伏貸款能實行與建設火力發電廠、高速公路、鐵路等基本建設項目同等的優惠貸款利息；另一方面，建設光伏發電工程投入較大，希望政策明確具體由哪些國有銀行支持。

　　根據歐洲太陽能貸款模式，項目公司在取得建設批文后，銀行給予30%的啟動貸款，在建成上網發電后再給予50%（合計80%）的專項貸款，業主以上網電費還本付息。

　　同時各地電網公司，尤其是基層電力公司，對建設光伏項目的認識，要統一到發展新能源、緩解用電緊張這一大局上來，不僅要在上網審批手續上更加簡便、快捷，在電網接入線路等費用上也要綜合考慮，以減少光伏項目的總投資。

　　另外，希望地方政府對建設地面電站的灘涂、丘陵、荒地、閑置用地等項目使用土地的租金能給予最大優惠，對建設自發自用的屋頂項目，發揮有效的宏觀調控作用；各類設計、評估、監理、檢測等中介部門更要給項目開辟綠色通道、減少收費。

　　企業理性前行

　　仔細算一筆帳，在西北地區建設非晶硅薄膜組件光伏電站，每瓦投入可控制在13元，使用晶硅組件約需15-15.5元。原因是西北地區電網接入費用、運輸費用、施工費用等高于沿海地區。按每兆瓦薄膜電站25年可發電3450萬度計算，回收期在12年左右；而在沿海地區建設同樣規模的地面電站，非晶薄膜電站建設成本約需11-12元/瓦，按照25年可發電2400萬度計算，回收期18年左右，如地方政府有0.20元/度補貼，則回收期可縮短至14年。

　　由于光伏組件種類不同，企業成本控制不同，因而銷售價也不同。

　　在系統集成方面更是各顯其能，成本相差很大。以今年企業平均成本價格來估算，非晶薄膜電池生產成本今年可控制在5.50元，銷售價可在6.30元以內，明年計劃將組件成本降至4.80元以下，2013年要降至3.80元（含稅）。

　　系統建設上，不少企業在國內有單獨建設和與電力公司合作建設光伏電站項目的實踐經驗，在國外也參與了多個電站建設項目，另外使用水泥立柱制作的支架，不僅牢固、耐侵蝕，而且最關鍵的是成本低，每瓦支架成本可在1.50元以內，與晶硅組件支架成本相近，這彌補了薄膜組件轉換率較低導致支架成本增加的缺陷。組件和支架成本的有效控制，為系統成本降到1000萬元/兆瓦創造了條件。2013年薄膜組件銷售價將控制在4.50元以內，整個地面電站系統可降至9元/瓦以下，回收期也可從目前的12年降到8年。

　　不過，現在仍有很多公司對非晶薄膜電池的性能有懷疑。其實，非晶薄膜電池已有50年歷史，安裝近30年的發電經驗。電池效果好不好，關鍵在于企業生產組件的品質好不好。打個比方說，一家企業在歐洲和東南亞已成功建設了20多個兆瓦級項目，同時，組件前五年由公司提供質保，后20年由全球最大的保險公司慕尼黑再保險公司給予質量承保，組件如有問題由保險公司賠償。

　　因此，應對1元電價的挑戰，更需要企業自身努力，在降低成本上狠下功夫。風電裝備發展之路很值得光伏企業借鑒。10年前，1兆瓦進口風機需3000多萬，而現在國產的只有500萬，降低了80%。風電投入逐年降低的例子，生動說明光伏發電成本仍有降本空間。另外，如何降低光伏發電成本，專家也表示，要加大薄膜電池技術水平研發和產業化技術集成與創新，以及相關產業鏈的基礎建設。

　　“朝陽行業”光伏產業的低谷期

　　在2008年的全球金融危機中，由于對國外市場的嚴重依賴以及海外市場的不確定性，中國光伏企業的發展受到了巨大的影響：從價格飆升、游資瘋涌、項目“遍地開花”，到訂單銳減、資金鏈斷裂、企業大量倒閉，短短半年的時間，中國太陽能光伏產業就經歷了“過山車”式的心驚肉跳。全球金融危機爆發以來，光伏產業這一孕育夢想、財富與希望的“朝陽行業”被殘酷地甩入深淵。光伏產業的暴利時代無情地拂袖而去，折戟沉沙后留下的是痛苦的反思和冷靜的審視。

　　曾幾何時，中國光伏產業過度依賴國外市場，猶如遠離土地隨波逐流的帆船，而其風險已在全球金融危機中暴露無遺。為此，2009年以來，中國政府不斷加大了對光伏產業的扶植力度，國內光伏產業的發展較為迅速。在這種背景下，“中國太陽能產能過剩說”開始出現。

　　過度依賴國外市場現象嚴重

　　從2009年3月財政部會同住房和城鄉建設部推出國家光伏補貼計劃開始，幾年之間，國家不斷通過經濟補貼、組織招標以及相關的政策刺激等方式，力求促進中國光伏市場的快速增長。2010年，中國光伏電池產量達到8000兆瓦，約占全球總產量的一半，居世界首位。

　　但是，目前國內的太陽能市場尚未真正打開，國內廠商主要還是依靠海外訂單生存發展。如今，歐洲調整補貼政策，光伏需求增速不如以前，整體市場顯現出了供大于求的現象。這引發了不少國內組件廠商的擔憂。

　　多重優勢助力產業發展“棄暗投明”

　　整體來看，隨著組件價格的下降和技術的突破，太陽能行業正沖著平價上網走去，未來一片光明。需要解決的只是鼓勵政策如何調整、發電量的激增如何與電網建設相匹配等問題。

　　良好基礎占盡發展優勢

　　中國已經具備較好的基礎。

　　一方面表現在天然的地理環境上。中國蘊藏著大量的石英硅礦，主要分布在福建、江西、浙江、云南、貴州、內蒙古、新疆等地，在結晶硅光伏產業的發展上有得天獨厚的優勢。在光伏發電領域，晶體硅是太陽能電池的主要原材料，因此，硅材料的應用和開發在整個產業鏈條之中占據重要位置，開發內容包括高純多晶硅原材料生產、太陽能電池以及相關設備和組件的生產等。

　　另一方面，太陽能電池是中國少有的與歐美國家處于同一起跑線上的行業。2007年是中國太陽能光伏產業快速發展的一年。受益于太陽能產業的長期利好，整個光伏產業出現了前所未有的投資熱潮。2008年，中國光伏產能超過德國，躍居世界第一。

　　2010年，國內光伏組件產量達到13GW（1GW=10億瓦特），占全球產能的47.8%。目前，中國光伏產業已經建立起完善的產業鏈，掌握了包括太陽能電池制造、多晶硅生產等關鍵技術，設備和原材料的國產化程度不斷提高。并在此過程中涌現出了一批具備競爭力和知名度的企業。

　　2011中國光伏產業正面臨整合期

　　2011年，在多方面因素的影響下，整個行業陷入低迷，中國光伏產業正面臨整合期。具體表現為：

　　一是多晶硅價格下跌。多種不利因素導致光伏市場承壓，無論是國際市場還是國內市場，多晶硅價格都持續快速下跌。在經過年初的一波上漲以后，多晶硅價格在近兩月連續大跌，7月持續下跌14.5%，50美元/公斤（40萬元/噸）的價格已經是6年來的最低價。

　　二是光伏組件價格下跌。今年以來，光伏組件價格累計跌幅超過30%，且有繼續下跌趨勢。

　　三是庫存增加。截至今年二季度末，全球光伏組件庫存已經達到8.6GW，創歷史新高。國內光伏廠商的庫存也在不斷增加。四是出口減少。作為中國光伏企業最大市場的歐洲市場需求萎縮，直接導致國內光伏組件出口量下滑。在全球產業價值鏈中處于不利位置，是中國高新技術制造業遇到的傳統難題，而光伏產業再陷同樣的困境，是非常值得我們反思的。

　　當前光伏產業結構存在的三大問題

　　一是產品結構不合理。高端原料、裝備測試儀器設備制造企業規模、數量小，多晶硅有50%左右、銀漿100%、裝備20%等需要進口，絕大多數測試設備儀器依賴進口；低端太陽能電池片和組件產能占全世界的60%，95%的產品需要出口。

　　二是市場結構不合理。中國是世界光伏產業大國，但國內消費不到10%，國內光伏發電的裝機總量僅占全球裝機總量的1%，產品嚴重依賴出口。

　　三是技術結構不合理。中國最具優勢的是電池片和組件技術以及其他新興電池的開發，但裝備技術和原材料技術并沒有真正掌握，基本上都還控制在發達國家手中。中國是光伏制造大國，而不是制造強國，目前賺的只是加工費。“兩頭在外”是中國光伏產業最致命的弱點之一。

　　光伏產業突破瓶頸的必經之路

　　如何利用自身優勢，走出結構困境，是中國光伏產業未來發展必須正視的問題。除了加快自主核心技術的研發外，另一個重要舉措就是改變光伏產業依賴國外市場的被動局面。

　　中國政府以及企業應該在主觀上爭取加快中國光伏應用市場的啟動，降低對歐洲市場的依賴，將市場重心轉移到中國來。中國市場前景非常廣大，關鍵在于國家在市場啟動初期的扶持政策力度以及政策要引導產業的健康發展。

　　由此可見，產業結構的優化合理升級，需要宏觀調控在市場自發調節的基礎上發揮作用，而除了關注短期經濟效益之外，將遠期的優化產業結構作為發展目標，也是矯正光伏產業發展航向的“羅盤針”。

　　結語：

　　1．本次固定上網電價的推出，是一個非常積極的信號，顯示國家對國內光伏終端市場發展的支持；

　　2．固定上網電價的細則有待出臺，否則1594號文件將難以有所作為；

　　3．單憑1594號文件提及的解決歷史遺留的"路條"項目盈利這一點，國內光伏業者信心將得到很大程度上的提振，國內的"光伏熱"將被進一步點燃，中國2011年的光伏裝機容量可能會突破1.5GW（注：不等同于并網容量）；

　　4．特許權項目在未來仍將開展，相對較高的固定上網電價（與風電，生物質能相比），處于虧損狀態的"可再生能源電價附加"賬戶以及光伏電站建設成本的不斷下降，使得1元/度電的固定上網電價在短期內被調整成為必然。

　　5．政策更多的利好西部地區的大型地面光伏電站，而東部，中部地區因受日照輻射資源的限制，在1元/度電的情況下，盈利條件仍然不甚理想。屋頂項目，光電建筑一體化項目因建設成本原因，也將難以充分收益于補貼政策。當然具體項目的盈利狀況需要具體分析，相信有許多潛在屋頂項目在1元/度電的情況下，是有能力實現一定利潤的。

　　6．從過去的經驗來看，大型地面電站的投資始終為國有電力集團所主導。從5中可以看到，本次上網電價將更多利好西部地區的大型地面光伏電站，進一步而言，將更多利好身為開發商的電力集團。而民營企業當然也可以收益，不過相信更多的收益將是在于與電力集團的合作上。自行開發電站的民營企業，如果有一定的資金實力并拿到項目，當然也會受益。對于志在自行開發光伏項目的光伏企業，至少電價的推出是企業可以消耗一部分產能，從這個角度來講電站項目即使無利可圖，對光伏企業也是有意義的。

　　電價政策的成功執行需要跨部門的協作，不單發改委，能源局，財政部與電網公司也是政策能否被落實，使得光伏電站相關企業收益的關鍵。相信發改委價格司在推出1594號文件前，已經會同發改委其他司局，能源局廣泛征求過相關部委與企業，如：財政部，電網公司的意見并得到了各相關方的支持。

　　希望標準電價的實施能真正成為國內光伏終端市場的一針強心劑，讓我們國家的光伏市場得到快速啟動，讓光伏“瘋狂”一把，同時，也稍稍改變我們國內光伏企業長期以來面臨的市場受制于人的局面，實現兩條腿走路，而不是單單依靠產品出口這一條路解決的企業生存問題。據行業內預測，光伏發電在5至10年內能實現平價上網，而我們更堅信，只要各方共同努力，1元上網電價不僅是完全可行的，而且與火電同價的時代將提前到來。