“金太陽工程對國內光伏產業的示范作用將更加顯現，”國家發改委能源研究所研究員王斯成對記者表示，“今年的金太陽工程規劃近期已出臺，規模為600MW。”

　　補貼下跌

　　據悉，“金太陽示范工程”是我國為了啟動國內光伏市場發展的戰略性舉措，2009年開始實施，今年已經是示范工程的第三年，第一期2009年示范工程包括329個項目，設計裝機總規模642兆瓦，計劃用2-3年時間完成；2010年第二期示范工程272兆瓦，建設周期縮短為1年。

 　　今年的“金太陽”示范工程于6月26日正式接受項目申報工作，申報截止到7月5日，工程項目要求在2012年6月30日前竣工。

　　此前，我國發布了《關于做好2011年金太陽示范工作的通知》(簡稱“2011金太陽”)，新的補助標準調整為：并網項目如采用晶體硅組件可獲得9元人民幣/瓦的補貼。如采用非晶硅薄膜組件則可獲得8元人民幣/瓦的補貼；離網光伏項目的補助標準將另行確定。以晶體硅組件為例，2009年的補貼標準為20元/瓦，兩年時間，組件價格下跌超過50%。

　　7月底，國家發改委公布《關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知》，我國的太陽能光伏發電標桿上網電價將根據核準建設、投產日期不同而分為1.15元/千瓦時和1元/千瓦時兩個檔次：2011年7月1日以前核準建設、2011年12月31日建成投產、尚未核定價格的太陽能光伏發電項目，上網電價統一核定為每千瓦時1.15元（含稅，下同）。2011年7月1日及以后核準的太陽能光伏發電項目，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（區、市）上網電價均按每千瓦時1元執行。

　　中國可再生能源學會副理事長孟憲淦表示，對比國家的統一標桿電價，金太陽示范工程在中東部地區實施盈利的空間更大點。目前，我國東部地區工商業用電的價格比較高，如果按照年發電1100小時來計算，發電成本大概是0.8元-0.9元/度，預計內部財務收益率可達8%-10%；而標桿電價項目在西部實施盈利效果更好，當完工西部地區年發電小時數達到1500小時的時候下，也可以達到8%的內部財務收益率。

　　要求提高

　　從2009年3月開始，中央政府決定每年從財政出資100億元左右，為我國的太陽能屋頂和光伏建筑建設提供補貼，以推動國內太陽能發電市場的形成。但是這兩年的“金太陽”示范工程執行效果不盡人意。

　　由于項目盈利前景不佳及電網配套等問題，第一批工程中有39個項目存在圍而不建、以次充好現象，去年財政部宣布取消這39個總計54兆瓦的金太陽工程示范項目，這其中包括無錫尚德、阿特斯、BP等國內外知名光伏企業擔任業主的工程，而第二期集中招標效果不佳，國家就干脆取消統一招標制。

　　為了避免再次出現示范項目竣工驗收和資金清算時間的問題，國家主管部門要求2009、2010年批準的示范項目必須分別在2011年9月30日、12月31日前完成竣工驗收，并提出資金清算申請；2011年批準的示范項目必須在2012年8月30日前完成竣工驗收，并提出資金清算申請。對未在規定期限內完成竣工驗收的項目，一律收回補助資金；對因條件變化而確實無法繼續實施的示范項目，將取消其示范資格，收回國家的補助資金。

　　業內人士認為，去年的“金太陽”一期工程動工建設項目不足規劃總規模一半，導致國家確定的二期項目規模較第一期大大減少。為了確保第三批金太陽工程的質量及運行效果，國家需要對財政資金的使用情況進行審核和評估，對今后的金太陽示范工程出臺更加細化明確的監管措施，并且提高補貼政策中的相關要求來保證工程的示范效果。

　　今年，國家“金太陽”工程除了加強監管，減少資金補貼直補企業中間環節支出外，還集中連片示范項目和2兆瓦及以上的用戶側光伏發電項目，只要業主申請的項目獲批即可獲得70%的預撥付款，大大增加了企業的積極性。

　　在補貼政策中，2009年的補貼政策，政府要求晶體硅組件功率衰減質保期不低于25年，而現在更細化為“晶體硅組件衰減率要在2年內不高于2%，25年內不高于20%，非晶硅薄膜組件衰減率2年內不高于4%，25年內不高于20%”今年的一些具體要求比以前更嚴格，一些中小光伏組件及逆變器生產商，可能很難從中受益。

　　當前國內光伏市場正在升溫，緣于光伏組件價格的持續下降，這使投資“金太陽”工程開始有利潤空間。據悉，去年國內組件價格在15~16元/瓦，現在已經跌落至9~10元/瓦，而整個EPC工程中，造價大概在16~17元/瓦，只需要地方少量補貼即可實現贏利。