雖然趙楓在新疆投資10億元、建設光電組件生產(chǎn)基地的計劃已經(jīng)獲批，但是他依舊在等待。

　　趙楓是湖南神舟光電能源有限公司的董事長，其公司主要為光伏電站提供單、多晶硅太陽電池片。

　　他在等待一些利好政策的出臺，能夠刺激西部光伏電站建設，從而間接帶動其在當?shù)厣a(chǎn)的電池組件的旺銷。

　　但是，面對剛剛出臺的國內(nèi)光伏發(fā)電標桿上網(wǎng)電價，他又陷入了猶豫。在他看來，這是一份產(chǎn)業(yè)的利好，但其效力還不足以刺激和振奮起整個沉寂的光伏市場。

　　企業(yè)算賬

　　按照8月1日國家發(fā)改委下發(fā)的《關于完善太陽能光伏發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知》，將對非招標太陽能光伏發(fā)電項目實行全國統(tǒng)一的標桿上網(wǎng)電價。

　　具體而言，2011年7月1日以前核準建設、2011年12月31日建成投產(chǎn)、發(fā)改委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。

　　而之前，發(fā)改委曾進行了兩次光伏發(fā)電的特許權(quán)招標，用以摸清光伏發(fā)電的成本。其中，2009年的敦煌光伏電站上網(wǎng)電價中標價格為每千瓦時1.09元，該價格一度成為當時同類商業(yè)項目的基準參考價。

　　此后2010年再次進行了第二批光伏發(fā)電項目的特許權(quán)招標。競標價幾乎全部低于每千瓦時1元，最高電價為0.9907元，最低為0.7288元。

　　趙楓算了一筆賬。建設一座常規(guī)的光伏電站，按照每千瓦時1元的上網(wǎng)電價，同時保證8%的固定收益率，收回成本需要15~20年。

　　“這么長的成本回收周期，相信沒有幾家光伏企業(yè)會有太大的積極性。”趙楓說，“而且，發(fā)改委的新政文件還稱將根據(jù)投資成本變化、技術(shù)進步情況等因素適時調(diào)整，如果企業(yè)投資了三五年后，上網(wǎng)電價變成8毛錢，那這個成本回收周期還要拉長，對投資者來說，這個變數(shù)帶來的風險就太大了。”

　　對此，趙楓認為，文件至少要對投資者有個期限的許諾。“像歐洲一些國家，如德國，在制定相應的政策時，會在政策上許諾政策發(fā)布期內(nèi)的上網(wǎng)電價保持20年不變，即使后來調(diào)整補貼額度，也不會改變之前的合同。但我們的文件中沒有標明這樣的期限。”

　　他認為，按照國內(nèi)的情況，該標桿電價至少應維持5-10年不變，對投資人來說才有吸引力。“在整個行業(yè)內(nèi)，我們曾經(jīng)做過一個測算，目前的上網(wǎng)電價在1.2元能夠保證電站8~10年收回成本，1.5元左右能夠在5~8年收回成本。”

　　所以按照趙楓的測算，只有各省市在此基礎上再進行相應的補貼，才會對電站的建設帶來大的投資效應，否則很難調(diào)動投資商的熱情和積極性。

　　1元錢的影響

　　其實，在光伏1元新政發(fā)布之前，山東、江蘇和青海已經(jīng)啟動了當?shù)毓怆姷纳暇W(wǎng)電價。其中山東最高，計劃2010年投產(chǎn)的電價是每千瓦時1.7元，2011年投產(chǎn)的電價是每千瓦時1.4元，2012年投產(chǎn)的是每千瓦時1.2元。江蘇規(guī)劃每千瓦時1.4元，青海省是每千瓦時1.15元。

　　對于這些省內(nèi)先行出臺的政策如何對接，廈門大學能源經(jīng)濟研究中心主任林伯強認為，高出標桿電價的部分應以各省補貼的形式追加。“如江蘇的1.4元，在1元國家政策的基礎上省內(nèi)再補貼0.4元，實現(xiàn)多方的支持力度。”

　　據(jù)了解，1元的標桿電價由并網(wǎng)的電網(wǎng)側(cè)支付，按照規(guī)定，其高于當?shù)孛摿蛉济簷C組標桿上網(wǎng)電價的部分，按《可再生能源發(fā)電價格和費用分攤管理試行辦法》，通過全國征收的可再生能源電價附加解決，目前的電價附加為每千瓦時4厘錢。

　　“去年電網(wǎng)側(cè)從電費中收取的資金大約有幾十億，主要用于可再生能源的發(fā)電補貼，但分攤到光電上，還不到20%。”一位不愿具名的業(yè)內(nèi)人士表示。

　　目前，國內(nèi)對光電的補貼主要由上網(wǎng)電價和金太陽示范工程的補貼兩大來源，前者即1元的標桿上網(wǎng)電價，后者則提出其“并網(wǎng)光伏發(fā)電項目原則上按光伏發(fā)電系統(tǒng)及其配套輸配電工程總投資的50%給予補助，偏遠無電地區(qū)的獨立光伏發(fā)電系統(tǒng)按總投資的70%給予補助。”“如果兩個補貼都能享受到，該電站將獲益匪淺，但不是所有光伏電站的投資者都能申請成功，一般的企業(yè)很難企及。”與此同時，林伯強還對1元新政表示了擔憂。“對太陽能豐富的西部地區(qū)來說，發(fā)電度電成本只有8毛錢左右，所以1元錢對其來說具有盈利空間。但對用電相對集中的東中部地區(qū)來說，發(fā)電度電成本基本在1元以上，甚至接近2元，1元的補貼就會有所不足。”

　　林伯強認為，這種標準的失衡很可能促使光伏企業(yè)集中向西部轉(zhuǎn)移，從而重蹈風電的覆轍，造成西部窩電，難以送到東部地區(qū)，失去太陽能分布式發(fā)電的優(yōu)越性和意義。

　　然而即使是被看好的前往西部投資，趙楓也表示了本文開頭的猶豫，回收成本周期長，以及政策的延續(xù)性難以明晰，讓他舉棋不定。