2011 年 8 月 1 日，国家发改委发布了《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》，文件一出，给了翘首以待的光伏业界一个大大的惊喜。通知明确规定 2011 年 7 月 1 日以后核准批建的光伏项目，上网电价分别为每千瓦时 1.15 元和 1 元。发改委的这一动作被业界视为启动国内光伏市场的壮举。随着技术不断进步和政策保障措施不断完善，以及光伏产业领先企业的积极行动，统一的标杆电价必将加快我国太阳能光伏发电平价上网时代的到来。
配套政策很关键
在实施上网电价过程中，政策配套非常重要。其中，解决投入资金和利息是核心问题。建设光伏项目投入大，银行利息所占比例也很大。
以在沿海地区建设 1 兆瓦薄膜电池光伏电站为例，若投入 1100 万元，其中 20% 为资本金、另需向银行贷款 880 万，而这 880 万贷款利息，是能否实现 1 元上网电价的关键。沿海地区每兆瓦光伏电站年发电量 100 万度，发电收入为 100 万元，贷款按 6.5% 年息计算，即要支出 57.2 万。如利率上浮到 8%，则每年需支付利息 70.4 万元，再加上土地占用费、电站维护费、线路维护费等约 10 万元，支出则达到 67-80 万元，而收入只有 20-30 万元，据此测算，回收期将在 25 年以上。
另外，国家对光伏发电的银行利息要有专门政策，希望对光伏贷款能实行与建设火力发电厂、高速公路、铁路等基本建设项目同等的优惠贷款利息；另一方面，建设光伏发电工程投入较大，希望政策明确具体由哪些国有银行支持。
根据欧洲太阳能贷款模式，项目公司在取得建设批文后，银行给予 30% 的启动贷款，在建成上网发电后再给予 50%（合计 80%）的专项贷款，业主以上网电费还本付息。
同时各地电网公司，尤其是基层电力公司，对建设光伏项目的认识，要统一到发展新能源、缓解用电紧张这一大局上来，不仅要在上网审批手续上更加简便、快捷，在电网接入线路等费用上也要综合考虑，以减少光伏项目的总投资。
另外，希望地方政府对建设地面电站的滩涂、丘陵、荒地、闲置用地等项目使用土地的租金能给予最大优惠，对建设自发自用的屋顶项目，发挥有效的宏观调控作用；各类设计、评估、监理、检测等中介部门更要给项目开辟绿色通道、减少收费。
企业理性前行
仔细算一笔帐，在西北地区建设非晶硅薄膜组件光伏电站，每瓦投入可控制在 13 元，使用晶硅组件约需 15-15.5 元。原因是西北地区电网接入费用、运输费用、施工费用等高于沿海地区。按每兆瓦薄膜电站 25 年可发电 3450 万度计算，回收期在 12 年左右；而在沿海地区建设同样规模的地面电站，非晶薄膜电站建设成本约需 11-12 元 / 瓦，按照 25 年可发电 2400 万度计算，回收期 18 年左右，如地方政府有 0.20 元 / 度补贴，则回收期可缩短至 14 年。
由于光伏组件种类不同，企业成本控制不同，因而销售价也不同。
在系统集成方面更是各显其能，成本相差很大。以 2011 年企业平均成本价格来估算，非晶薄膜电池生产成本 2011 年可控制在 5.50 元，销售价可在 6.30 元以内，明年计划将组件成本降至 4.80 元以下，2013 年要降至 3.80 元（含税）。
系统建设上，不少企业在国内有单独建设和与电力公司合作建设光伏电站项目的实践经验，在国外也参与了多个电站建设项目，另外使用水泥立柱制作的支架，不仅牢固、耐侵蚀，而且最关键的是成本低，每瓦支架成本可在 1.50 元以内，与晶硅组件支架成本相近，这弥补了薄膜组件转换率较低导致支架成本增加的缺陷。组件和支架成本的有效控制，为系统成本降到 1000 万元 / 兆瓦创造了条件。2013 年薄膜组件销售价将控制在 4.50 元以内，整个地面电站系统可降至 9 元 / 瓦以下，回收期也可从目前的 12 年降到 8 年。
不过，现在仍有很多公司对非晶薄膜电池的性能有怀疑。其实，非晶薄膜电池已有 50 年历史，安装近 30 年的发电经验。电池效果好不好，关键在于企业生产组件的品质好不好。打个比方说，一家企业在欧洲和东南亚已成功建设了 20 多个兆瓦级项目，同时，组件前五年由公司提供质保，后 20 年由全球最大的保险公司慕尼黑再保险公司给予质量承保，组件如有问题由保险公司赔偿。
因此，应对 1 元电价的挑战，更需要企业自身努力，在降低成本上狠下功夫。风电装备发展之路很值得光伏企业借鉴。10 年前，1 兆瓦进口风机需 3000 多万，而现在国产的只有 500 万，降低了 80%。风电投入逐年降低的例子，生动说明光伏发电成本仍有降本空间。另外，如何降低光伏发电成本，专家也表示，要加大薄膜电池技术水平研发和产业化技术集成与创新，以及相关产业链的基础建设。
