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  如果說去年推出的“光電建筑一體化計劃”和“金太陽工程”只是為中國光伏應用這場“盛宴”端上兩道開胃小菜的話，那么最快今年年內推出的《上網電價法》無疑是“盛宴”開席后必不可缺的正餐。

    作為全球最主流的政府補貼光伏應用模式，一個固定的上網電價政策有助于建立長期明確的規劃，讓所有的光伏企業、投資者或其他參與方能明確判斷光伏產業的發展前景，從而有信心進一步向這一領域投資。在發達國家，上網電價政策的推出通常是當地光伏應用市場正式啟動乃至蓬勃發展的標志。

    但對中國來說，從去年起就開始傳聞要推的上網電價政策至今未出，令國內光伏應用的前景仍然云山霧繞。

    一位權威人士近期向上海證券報透露，有關部門目前采取的是復制當年確定風電上網電價的做法，即通過招標來考量光伏企業的成本底線，再據此確認光伏上網電價的合理區間。據稱，目前有關部門的“心理價位”仍在去年敦煌項目招標電價——1.09元/千瓦時左右，但多數光伏企業的“心理價位”卻高于這一水平。

    為了解當前國內光伏產業的真實成本，本報記者花費數月對國內近十家主要光伏制造商進行一番摸底調查，從中了解到，國內少數薄膜電池企業已能承受1元/千瓦時以下的上網電價，其發電成本可低至0.8元/千瓦時；而多數晶體硅電池企業的成本仍相對高昂，故希望國家將標桿電價定在1.2至1.3元以上，最高的則希望定在1.5元/千瓦時。

    1元上網電價時代有望提前到來

    去年，中國相繼推出“光電建筑一體化計劃”和“金太陽工程”，宣告了補貼光伏應用的大門在國內首次開啟，令業界一度雀躍。但很快，人們發現由于補貼量有限，加上審批環節冗長，上述兩項政策難以真正承載啟動國內光伏市場的重任。

 更令人不安的是，在上述項目申報過程中有不少企業都有虛報成本和造假之嫌，甚至出現一些企業采購不合格產品“以次充好”的情形，使得補貼計劃在實施中“走樣”。

    而在多數專家看來，無論光電建筑一體化還是金太陽工程都只是“權宜之計”，能否實現上網發電才是決定國內光伏市場是否真正啟動的關鍵步驟。

    “其實在歐洲，基本都采取電價補貼的方式。這種方式最容易操作，而且很透明。”江蘇省能源研究會秘書長魏啟東對本報記者說。

    但實現光伏上網發電的一大難點在于政府給多少上網電價：這個價格不能太高，越高則意味著消費者負擔越重；但也不能太低，越低則光伏企業參與積極性越小。

    為探尋國內光伏發電的成本底線，國家去年曾對敦煌10兆瓦太陽能并網發電特許權示范項目（下稱“敦煌項目”）實施招標，結果有企業投出了0.69元/千瓦時的超低價，引發業界嘩然。盡管中央最后確定了1.09/千瓦時的中標價，但關于光伏上網的成本之爭始終未曾熄火。

    事實上，中國迄今仍未推出這項政策的首要原因也在于此。

    但時過境遷。在金融海嘯的沖刷下，光伏成本已一降再降。以光伏業一直期待達到的每度電1元的上網電價目標為例：去年4月，業內13家主要光伏企業發布《洛陽宣言》時還預計要到2012年才能實現這一目標；而在本報記者的此番調查中，已有企業表示，今年的光伏發電成本可降至0.8元/千瓦時，由此可承受1元/千瓦時左右的標桿上網電價。

    這意味著，國家出臺上網電價政策的時機也已接近成熟。

 上網電價：薄膜PK晶體硅

    眾所周知，全球光伏產業大致可分為晶體硅和薄膜兩大陣營，其中，前者以德國的Q-cells、中國的尚德電力、阿特斯等為代表，后者的代表企業則是美國的第一太陽能（FirstSolar）、中國的天威薄膜、強生光電等。

    由于技術路線、原料用量不同，這兩大陣營在成本、轉換率、發電量等方面各有擅長，繼而導致上網電價的承受力亦有很大差異。

    據本報記者調查，目前國內晶體硅電池生產商的上網發電成本多數仍在1元/千瓦時以上，其希望國家出臺的標桿電價最少在1.2至1.3元/千瓦時，最高則達1.5元/千瓦時。

    光伏領軍人物尚德電力董事長施正榮在接受上海證券報采訪時指出，“如果即將出臺的上網電價管理辦法能把光伏上網電價定在每度電1.2元或1.3元，那已經很不錯了。”

    “雖然在這一電價水平下，光伏企業的利潤仍比較稀薄甚至僅僅只能打平，但至少這是對光伏產業的積極支持。”施正榮說。

    記者注意到，施正榮此番所提到的上述電價水平已比去年敦煌項目招標時他所希望的標桿電價有所下浮。當時，這位光伏“一哥”曾公開表示，上網電價低于1.44元/千瓦時的項目不做。

    大唐集團新能源有限責任公司太陽能項目開發辦主任鄭玉文則向本報記者表示，“上網電價還是應該在1.5元/千瓦時比較合理。對投資商來說，至少在1.5元左右才能保本。”

    而在今年“兩會”期間，全國政協常委、通威集團董事局主席劉漢元曾建議，“初期收購電價，可據地區光照條件差異，定為1.2至1.5元/千瓦時，然后逐年下調。”

    不過，上述在晶體硅電池企業看來似乎勉為其難才能達到的電價成本線，對一些薄膜電池企業似乎輕而易舉就能觸及。

    “今年我們建造的光伏電站，發電成本不會超過0.80元/千瓦時，今年投標價也會在每度電1元以內。”強生光電董事長沙曉林在接受本報記者采訪時表示，如果國家在稅收政策上進行調整，在建設光伏電站貸款利率上給予扶持，今年建造電站的成本就可以做到0.70元/千瓦時，2012年甚至可做到每度電0.50至0.55元。

 鉑陽精工董事長彭立斌也指出，按照現有的技術，該公司生產的薄膜電池可以做到將成本降到1元/千瓦時左右的水平。

    “薄膜電池肯定比晶體硅電池能承受更低的上網電價。”正泰太陽能科技公司總經理楊立友對本報記者說，希望未來標桿電價在1.2-1.3元/千瓦時左右。

    “無論國家把光伏標桿電價定得多么低，我們都得承受。”盡管保定天威薄膜光伏有限公司總經理馬文學不愿透露公司的發電成本，但也在話語中透出了有能力承受低上網電價的底氣。

    光伏發電成本探秘

    記者從業內了解到，一座地面光伏發電站的成本組成大致可分為光伏組件、逆變和輸配電、電站建設安裝、土地價格幾個部分，此外還有電網接入費用、道路費用、財務費用、運營費用、項目申報材料編制和設計費用等。

    這其中，光伏組件主要分為晶體硅組件和薄膜組件兩大類。前者目前仍占據光伏市場的主導地位，但綜合成本比后者高很多。而薄膜電池之所以能在光伏市場上異軍突起也是得益于其成本優勢，如美國第一太陽能就被業界公認為全球光伏組件成本最低。

    “事實上，國內光伏組件成本高還有很多其他因素：如設備制造商利潤虛高，組件制造設備價格昂貴。同時，原料價格也虛高，粘合膜、超白玻璃等材料的生產商利潤都在一倍以上。此外，也不排除一些組件生產和電站安裝企業希望通過炒作來抬高補貼。”沙曉林說，“這種情況下，晶體硅組件建設電站的發電成本可能比薄膜要高出30至40%”。

    在他看來，高的電價補貼并不符合中國國情，也不利于促進行業競爭和進步。而目前在中國建設光伏電站的上網電價，已到了一個政府、光伏企業、電網可以接受、形成共識的時候。

    而晶體硅組件企業則將高成本歸咎于逆變器等設備。“其實組件僅占系統總成本的30至40%。更大一塊成本還在于逆變器、變壓器和安裝。因此，讓太陽能發電達到1塊錢1度是一個系統工程，既是光伏組件企業的責任，也是整個行業的責任。”蘇州阿特斯董事長瞿曉鏵對本報記者說。

    中國可再生能源學會副理事長孟憲淦則認為，上網電價應該讓光伏企業在成本上有合理的利潤，否則企業就沒有積極性。

    他同時指出，目前有的光伏企業的確可以做到發電成本在1元/千瓦時以下，但還需要合理的利潤和管理費用才能得出最終的招標結果，“作為新興產業，光伏目前還處在需要政府鼓勵發展的‘嬰兒’階段，還未到成熟期，暫時不能像彩電一樣依靠價格戰和微利就能夠生存”。

    記者隨后從一位接近高層的權威人士處了解到，目前中央仍傾向于1.09元/千瓦時的標桿電價，但由于多數企業的“心理價位”高于這一水平，國家還是會繼續采取特許招標的方式來估測光伏發電的合理電價。為此，國家已確定今年在西部八省再各批一到兩個示范工程，最終將根據這些工程的招標結果確定上網電價。

    賽維LDK總裁兼首席運營官佟興雪昨天在接受本報記者采訪時預測，國家可能在1.09元的基礎上增加一兩角作為最后的上網電價.