光伏電站并網是阻礙國內光伏市場發(fā)展的最大問題。光伏發(fā)電的波動性使其在接入電網時，可能會產生諧波、逆流、網壓過高等問題，對現有電網造成一定沖擊，因此受到電網公司的消極處置。

　　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電價機制，并且在2015年目標10GW，在2020年目標40-50GW，這將對產業(yè)有非常積極的推動作用。但如果中國的太陽能產業(yè)步了風能產業(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值，制定固定電價的條件比較成熟。

　　不過，不論如何，這兩年光伏的發(fā)展歷經坎坷，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業(yè)人士來說都是一大好事。

　　光伏“命脈”掌握在上網電價手中

　　市場對于中國光伏需求遠期前景相當看好，但是對于三五年內仍然無法實現平價上網的光伏產業(yè)來說，無論當前政府相關部門出臺怎樣的扶持政策，都無法與“上網電價”政策對于國內光伏裝機量增加帶來的影響相提并論，上網電價才是決定“十二五”國內光伏增長前途的關鍵性政策。

　　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(yè)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(yè)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(guī)發(fā)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(yè)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(yè)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(yè)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(tǒng)一的1元標桿電價，國家有關部門可否針對不同地區(qū)、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(fā)電項目實施情況看，以1兆瓦電站為例，西北地區(qū)晶硅電站年發(fā)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(qū)，有效光照低于西部地區(qū)，薄膜電站年發(fā)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(qū)少了1/3的發(fā)電量。按1元/度上網電價計算，年發(fā)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(qū)大規(guī)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(fā)電要采取西北地區(qū)建設地面電站和東、中部地區(qū)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(qū)、分類的情況下，地方政府能否根據各地區(qū)的實際發(fā)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(qū)大規(guī)模啟動光伏項目、緩解一些地區(qū)用電緊張狀況將大有裨益。