光伏电站并网是阻碍国内光伏市场发展的最大问题。光伏发电的波动性使其在接入电网时，可能会产生谐波、逆流、网压过高等问题，对现有电网造成一定冲击，因此受到电网公司的消极处置。

    目前该政策仍处于初期阶段，还有很多细节需要明确。但不管怎么说，中国有了自己的上网电价机制，并且在2015年目标10GW，在2020年目标40-50GW，这将对产业有非常积极的推动作用。但如果中国的太阳能产业步了风能产业的后尘，前景将不容乐观。

    2006年出台《可再生能源法》时即讨论过标杆电价问题，“当时想出一揽子标杆电价，包括风电、太阳能、生物质能等”，并形成了讨论稿，但终因争议过大被搁置。目前，光伏电站装机容量已达到一定数值，制定固定电价的条件比较成熟。

    不过，不论如何，这两年光伏的发展历经坎坷，这回总算见到曙光。先不要苛求政策，慢慢等着它完善吧，能出台政策对光伏产业人士来说都是一大好事。

    光伏“命脉”掌握在上网电价手中

    市场对于中国光伏需求远期前景相当看好，但是对于三五年内仍然无法实现平价上网的光伏产业来说，无论当前政府相关部门出台怎样的扶持政策，都无法与“上网电价”政策对于国内光伏装机量增加带来的影响相提并论，上网电价才是决定“十二五”国内光伏增长前途的关键性政策。

    当前全球光伏市场的主要需求来自德国和意大利，在2010年全球17吉瓦的装机量中，上述两国占据70%。今年上半年德国和意大利对于光伏产业的补贴政策稍有变动就引起了全球光伏产品价格的“上蹿下跳”,直接造成今年第二季度全球光伏市场需求萎缩，全线产品大幅跌价，其中多晶硅跌价超过20%，硅片跌价超过30%，电池片跌价在30%左右。

    中国光伏产业一直呈现“两头在外”的局面，产品供给量超过全球50%，但需求量仅占全球5%不到。国内光伏市场“雷声大雨点小”,归根究底，其原因仍然是低价恶性竞争、补贴不够造成投资收益不足，投资主体没有积极性。

    按照现在光伏产品价格下跌后的15-18元/瓦的总投资成本来计算，国内政策补贴额度基本在7-8元/瓦，国内光伏项目的资本回收期大约为10-15年左右。从投入产出比来看，投资具有一定的经济性，但在短期内中国市场很难有超常规发展。实际上，比光伏装机量更为重要的是在装机量增加的同时，企业是否有利可图，而不仅仅是总量上数字的增加。

    以目前全球市场来看，光伏产业的盈利模式主要是靠政府制定上网电价补贴。从长远来看，“平价上网”是一个可期的未来，但在“十二五”末能够实现“平价上网”的概率很小。“十二五”期间，中国光伏产业仍然需要政府的财政补贴，标杆电价实际上是阶段性相对合理的举措，我国可以效仿德国、意大利的方式，随着成本下降逐渐减少补贴，直到迎来“平价上网”的时代。

    “十二五”是掌握标杆电价政策的“命门”

    对于全国统一的1元标杆电价，国家有关部门可否针对不同地区、不同建设方式（地面和屋顶），实施与风电类似的分类电价。

    从国内光伏发电项目实施情况看，以1兆瓦电站为例，西北地区晶硅电站年发电量140万度左右，薄膜电站可达150万度，以后逐年有一定衰减。而东部、中部地区，有效光照低于西部地区，薄膜电站年发电量在100万度左右，晶硅电站应在90-92万度左右，比西北地区少了1/3的发电量。按1元/度上网电价计算，年发电收入少了50万元，如以25年使用寿命计算，即要少收入1250万元。但在西北地区大规模建设光伏电站又面临一个电力输送能力和电网建设速度的瓶颈。因此，我们认为，“十二五”期间，我国光伏发电要采取西北地区建设地面电站和东、中部地区建设地面和屋顶项目并举的策略。 
    
    “十二五”过渡期间，在国家光伏补贴政策暂没有分区、分类的情况下，地方政府能否根据各地区的实际发展情况，给予不同的补贴政策。如江苏省2011年地面光伏电站上网补贴政策为1.40元/度，明年能否定为1.20元，其中0.20元由地方政府补贴。这对在东部地区大规模启动光伏项目、缓解一些地区用电紧张状况将大有裨益。