中國光伏發電標桿上網電價8月1日出爐，將實行“統一價格”。

　　國家發展和改革委員會網站8月1日發布《國家發展改革委關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知》稱，今年7月前核準建設、年底前建成投產且尚未定價的光伏項目，上網電價為1.15元人民幣/千瓦時；7月及以后核準的，及7月之前核準但截至年底仍未建成投產的太陽能光伏發電項目，除西藏仍執行每千瓦時1.15元的上網電價外，其余省上網電價均按每千瓦時1元執行。

　　根據《通知》，今后，光伏發電標桿上網電價將由國家發改委“根據投資成本變化、技術進步情況等因素適時調整”。

　　此前，中國的光伏發展相對緩慢，缺乏固定的上網標桿電價被認為是主因。業內人士認為，此次發布的光伏發電標桿上網電價政策，雖然在一些核心細節上仍待完善，但對于開啟中國的光伏應用市場將起到決定性的作用。

　　受消息影響，昨日光伏板塊股票出現了一波上漲：多晶硅龍頭企業保利協鑫收漲4.78%；超日太陽漲6.62%，天威保變漲2.9%；向日葵漲1.9%。

　　不過，有業內人士分析，此次出臺上網標桿電價對上游的制造企業利好有限，下游的運營商將是實際的獲益者。

　　啟動光伏應用市場

　　“之所以現在才推出，是因為對光伏的經濟性此前有所擔心。但是最近這兩年地方政府、相關行業都有很高的積極性，光伏設備的成本下降很快。”中國可再生能源學會光伏專委會的一位負責人在接受采訪時稱。

　　此前，中國在光伏發展政策上門類繁多，但偏偏缺乏明確的上網標桿電價。由于沒有準確的盈利預期，同時支持力度偏小，因此光伏運營商在投資時頗為謹慎。

　　對于存量的1.15元的光伏標桿電價，以及增量的1元的光伏標桿電價，一家國際排名前十的光伏組件制造企業相關人士稱，“我們曾經測算過，在青海、西藏這樣光照條件優良的地區，按照系統每瓦16-17元的樣子，按照8%的內生利潤率，成本在0.9元/度。1元/度的電價可以做到微利，而1.15元/度則可以獲得不錯的利潤。”

　　上述人士稱，他預計在青海、西藏、內蒙古這樣的省份，光伏運用市場可能會快速啟動，而其他地區可能還需等待光伏發電成本的進一步下降。

　　不過，光伏應用市場是否會隨著上網電價的出爐而迅猛啟動，仍是未知數。華泰聯合證券電力設備及新能源行業分析師王海生認為，這個啟動，應該是從長期的時間跨度上來看的。“但短期來看，不一定能夠看到一個爆發式的增長。”

　　王海生的理由是價格仍有一定差距。以1元/度的電價為例，相比意大利2012年底的最低水平還低30%。雖然沒有規定享受補貼年限，但根據風電電價和特許權招標的規定，估計在15年左右。按此計算，則2000小時地區，為實現8%的內部收益率，系統含稅成本需降至12元以下。“而現在系統每瓦成本在14-15元，所以還是非常有挑戰的。”

　　中國除了西藏地區外，接下來對新增的光伏項目將實行1元/度的上網電價，因此未來中國的光伏裝機將主要集中在西部地區。而西部地區正是電網支持較差的區域。廈門大學能源經濟研究中心主任林伯強稱，“如果不解決上網問題，光伏發電恐怕會走上風電老路，也就是，發電規模很大，但上網的規模有限。”

　　根據路透社提供的數據，中國是世界光伏電池和組件的最大生產國，占據全球光伏市場半壁江山，國內無錫尚德、晶澳、英利及天合光能去年出貨量均超過1GW。不過，即便按2015年中國10GW的累計光伏裝機目標而言，與德國2010年單年約7GW的裝機量、全球約16GW的量相比，規模仍不大。

　　關鍵細節缺失

　　此次《通知》中最令人意外的是，沒有公布實行光伏上網標桿電價的年限，也沒有公布在什么情況下開始下調上網標桿電價的條件以及幅度。而這兩大問題正是最為核心的細節。

　　一家專注于海外光伏應用市場的運營商的相關負責人表示，“這次居然沒有提到補貼的年限。”在此背景下，要計算盈利前景是相當困難的。1.15年/度補貼1年與補貼20年是完全不同的結果。

　　上述國際排名前十的光伏組件制造企業相關人士稱，沒有年限，要進行投資必然顧慮重重。尤其是《通知》還說電價會下調，但具體裝機容量達到什么條件開始下調，逐年下調的幅度怎么定，也沒說，這就相當于在頭頂懸著一把劍。

　　“從《通知》本身來看，并不是很完善。大家的疑問很多，不斷有人打電話來討論這件事情。”中國可再生能源學會光伏專委會的一位負責人無奈地說，“還有就是地區的資源差異性。”

　　中國幅員遼闊，相當于27個德國的面積?？墒沁@次中國在區域電價上卻基本只有一檔。“中國是否應該一個價格就覆蓋大部分區域呢？”上述負責人稱，最終的結果估計就是光照條件好的地區先發展。同時一些財力比較強的省市，比如江蘇、山東這樣的東部省份，可以通過對本省的光伏項目再進行補貼，以實現裝機的快速發展。“但是其他光照一般、財力也一般的省份，恐怕就得等一等了。”

　　由于相關的細節不夠詳細，有的運營商在看好中國光伏未來發展前景的同時，目前只是選擇觀望。一家專注海外光伏應用市場的運營商負責人表示，“在海外長期運營后，再深入中國項目中，突然發現中國的銜接流程有很大的問題。比如說青海說電價1.15元/度，這時我是投還是不投？補多少年？電網公司能否在動工前與運營商簽訂上網協議？電力公司怎么拿到錢，并最終返還給運營商？還有最后發票能不能開出來？這些都是非常實際的問題。”

　　一位知情人士透露，“應該是一個簡化版的過渡性的政策。”

　　上述人士稱，政府做這個事情的時候就是一個權宜之計。近一段時間，地方經常找國家發改委和能源局，要電價，找得它們都不堪重負了。于是就先出個臨時性政策再說，接下來再摸著石頭過河。因為不管怎么樣，最后還有審批的權限呢，封住口就是。

　　“這個政策出得是對政府無比有利的。它永遠也不會吃虧。因為它沒有承諾什么，給出了電價，但是沒有給出補貼這個電價的時限，而且還說隨時可以下調。”上述人士稱。

　　另有知情人士稱，在2009年前有一段政策空當期，地方政府也可以批準光伏項目。有些企業為了跑馬圈地，不惜投出0.3-0.4元每度的超低電價。然而實際運行中這些企業又不斷虧損，于是又到國家發改委“求爺爺告奶奶”希望上調電價。

　　不過，王海生稱，政策出臺的大背景是，之前大家都在抱怨缺乏一個政策，現在政府就推出這個政策，然后看市場的反應。如果有問題，再調整。如果市場過度火爆，那么肯定會下調。

　　“這個政策本身就留了不少余地，而且留得很狠。這不像德國，德國規定了每年下降多少。中國的政策是‘可能下調’，但是下調多少，達到什么條件下調，什么都沒說，不確定性非常大。一旦突然變化，市場參與者是一點辦法也沒有。”王海生稱。

　　五大電力集團得利

　　通知出臺后，凡是與光伏相關的股票幾乎出現了普漲。不過業內人士分析認為，上游的制造業未來獲利有限，真正利好的實際是下游的光伏運營企業。

　　“中國的買主，就是這些電力集團，最擅長的事情就是壓價了。”王海生稱，“對設備企業而言，量有多大，是非常關鍵的。但中國市場的體量并不大，今年估計只是占到全球5%的水平。即使明年放量了，也起不到多大的拉動作用。而價格又有這么大的壓力，同時具有很高的不確定性，因此對設備企業來說促進是不大的。”

　　王海生認為，“在中國能夠拿到項目肯定大部分是像五大電力集團這樣的國有能源企業，但是每個光伏電站的裝機都是相對較小的。它們不太會完全靠自己的力量來做，而是跟組件廠或者開發商合作。你們開發，我來收購。這種模式能夠參與得上的企業，就能夠盈利。因為建設電站的人可以壓上游的價格，同時最后賣出時得到一個可以接受的價格。而它要付出的資本，總體上是可控的，所以建設方是最有利的。”

　　王海生打了一個比方，光伏產業鏈各個環節，隨著進口替代完成，都在走向過剩。光伏是半導體技術的低端應用，也就是做分米級的PN結。沒有特別的技術門檻。“如果光伏制造如家電，電站開發就是當年的蘇寧。”

　　不過即使如此，運營商要想拿到項目也不是那么簡單。一家專注于海外光伏應用市場的運營商的相關負責人稱，青海的情況是當地發改委直接把項目劃給幾大電力和能源公司的。民營企業只能是通過各種合作的方式參與這些項目。“感覺這些大項目，發改委還是喜歡和大央企做。民營公司要做第一手合作還是很難。其實民營有好的技術和資金。比如青海這個項目，企業開會通知是怎么通知的？有幾家民企接到通知了呢？”

　　一家組件產能全球前十的組件企業的相關負責人也坦承，他們很看好青海的光伏發展前景。但是他們在這一市場并未取得突破。

 　　電價附加或上調

　　據中國可再生能源學會光伏專委會的一位負責人稱，如果中國光伏市場真正開啟，資金可能會有些問題。

　　“不光光伏，還有風電、生物質發電。發展迅猛，肯定會造成可再生能源附加電價收上來的錢不夠平衡。有兩種辦法，一種是有多少錢，辦多少事，收上來多少，就批多少項目。還有就是上調附加征收標準。但這得考慮更多的因素，比如對國民經濟運行壓力，比如對物價上漲的影響。這個得宏觀決策部門來研究了。”上述人士稱。

　　王海生給出的初步判斷是，“可再生能源電價附加的每度電4厘錢是肯定不夠的。未來肯定要加?，F在連風電都不夠了。去年風電是500億度。每度補0.3元就是150億。但去年按照4厘錢每度，發了3億度電，去年的可再生能源電價附加收入差不多是120億，已經有些缺口了。我們估計今年風電裝機容量會再增2000萬千瓦，這是很不得了的數字，因此缺口會更大，更別說光伏還要新增一塊。所以肯定要調。”

　　不過，也有業內人士分析，銷售電價上漲1分錢都是非常大的事情。電是每個人都會用的，上調會增加通脹壓力，因此政府會比較謹慎。