全國統一的太陽能光伏發電標桿上網電價的制定，是按照社會平均投資和運營成本，參考太陽能光伏電站招標價格，以及我國太陽能資源狀況，對非招標太陽能光伏發電項目實行全國統一的標桿上網電價。
對于1元上網電價合不合理？實施企業能否實現收支平衡或盈利？國內光伏業界對此議論紛紛、看法不一。作為企業，大部分人士認為，光伏發電1元上網電價符合中國國情，也是可能和可行的。1元上網電價不僅是一個恰到好處的價格，同時對光伏企業、新能源投資企業是一個機遇，更是一個成本上的挑戰。
在眾多業內人士看來，標桿電價政策中尚待厘清的疑點還有很多，包括電價一刀切、補貼年限不明、電價下調幅度不定、補貼資金缺口較大等。另有業內人士發現，8月初國家發展改革委員會（NDRC）發布的太陽能上網電價政策，沒有設立上限限制，但是項目必須得到國家發改委的批準。
補貼年限與項目范圍不明
新的政策規定，在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。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�。▍^、市）上網電價均按每千瓦時1元執行。該政策將不適用于其他接受政府補貼的光伏項目，如金太陽工程等。
同時，文件沒有對上網電價的補貼年限給出任何說明，但我們都知道，補10年和補20年給投資商帶來的投資回報率的差異。
各地資源不均衡
中國太陽能資源的分布形勢為西多東少，西部9省年平均總輻射量為5519.46MJ/m2，東部17省年平均總輻射量為4836.23MJ/m2。按區域劃分共分為四個區域，豐富區包括甘肅、青海、西藏、寧夏，年日照時間超過3000小時；較豐富區涵蓋內蒙古、東北、河北、山西、陜西等，年日照時間介于2000小時至3000小時之間；沿海地區則是一般區，年日照時間約為1000小時至2000小時；不豐富區的年日照時間則少于1000小時，如重慶、貴陽等。
如將政府補貼、固定資產運行費用、各省系統年滿發小時數、增值稅、貸款比、所得稅、附加稅、貸款利息都考慮進去，企業的可行稅后內部收益率按8%計算，企業資金回收年限按15年計算的話，東部17省無一可以盈利，而西部僅有西藏、內蒙古、青海和寧夏4省可以盈利。
2011年年底實行的1.15元價格和2012年實行的1元價格，除了讓光伏企業在西部省份能略有賺頭之外，在東部省份“毫無收益可言”。
業內人士分析：以電站運行25年計，1.15元/千瓦時的電價在日照豐富的青海、寧夏等地可收回3倍以上投資，而在年日照時間不足2000小時的北京，只能收回1倍投資。企業如果要從事光伏電站投資，在西部地區可實現8%的內部收益率，但這已是公司從事項目投資的底線，低于此，就毫無價值可言。
如果在東部地區執行上述價格，幾乎沒有內部收益率，分文不掙。以東部地區目前的日照條件和成本，補貼價格至少要在1.4元左右。
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來源：慧聰
http:m.mangadaku.com/news/26023.htm
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