全国统一的太阳能光伏发电标杆上网电价的制定，是按照社会平均投资和运营成本，参考太阳能光伏电站招标价格，以及我国太阳能资源状况，对非招标太阳能光伏发电项目实行全国统一的标杆上网电价。
对于 1 元上网电价合不合理？实施企业能否实现收支平衡或盈利？国内光伏业界对此议论纷纷、看法不一。作为企业，大部分人士认为，光伏发电 1 元上网电价符合中国国情，也是可能和可行的。1 元上网电价不仅是一个恰到好处的价格，同时对光伏企业、新能源投资企业是一个机遇，更是一个成本上的挑战。
在众多业内人士看来，标杆电价政策中尚待厘清的疑点还有很多，包括电价一刀切、补贴年限不明、电价下调幅度不定、补贴资金缺口较大等。另有业内人士发现，8 月初国家发展改革委员会（NDRC）发布的太阳能上网电价政策，没有设立上限限制，但是项目必须得到国家发改委的批准。
补贴年限与项目范围不明
新的政策规定，在 2011 年 7 月 1 日以前核准建设、2011 年 12 月 31 日建成投产、尚未核定价格的太阳能光伏发电项目，上网电价统一核定为每千瓦时 1.15 元。2011 年 7 月 1 日及以后核准的太阳能光伏发电项目，以及 2011 年 7 月 1 日之前核准，但截至 2011 年 12 月 31 日，仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍执行每千瓦时 1.15 元的上网电价外，其余省（区、市）上网电价均按每千瓦时 1 元执行。该政策将不适用于其他接受政府补贴的光伏项目，如金太阳工程等。
同时，文件没有对上网电价的补贴年限给出任何说明，但我们都知道，补 10 年和补 20 年给投资商带来的投资回报率的差异。
各地资源不均衡
中国太阳能资源的分布形势为西多东少，西部 9 省年平均总辐射量为 5519.46MJ/m2，东部 17 省年平均总辐射量为 4836.23MJ/m2。按区域划分共分为四个区域，丰富区包括甘肃、青海、西藏、宁夏，年日照时间超过 3000 小时；较丰富区涵盖内蒙古、东北、河北、山西、陕西等，年日照时间介于 2000 小时至 3000 小时之间；沿海地区则是一般区，年日照时间约为 1000 小时至 2000 小时；不丰富区的年日照时间则少于 1000 小时，如重庆、贵阳等。
如将政府补贴、固定资产运行费用、各省系统年满发小时数、增值税、贷款比、所得税、附加税、贷款利息都考虑进去，企业的可行税后内部收益率按 8% 计算，企业资金回收年限按 15 年计算的话，东部 17 省无一可以盈利，而西部仅有西藏、内蒙古、青海和宁夏 4 省可以盈利。
2011 年年底实行的 1.15 元价格和 2012 年实行的 1 元价格，除了让光伏企业在西部省份能略有赚头之外，在东部省份“毫无收益可言”。
业内人士分析：以电站运行 25 年计，1.15 元 / 千瓦时的电价在日照丰富的青海、宁夏等地可收回 3 倍以上投资，而在年日照时间不足 2000 小时的北京，只能收回 1 倍投资。企业如果要从事光伏电站投资，在西部地区可实现 8% 的内部收益率，但这已是公司从事项目投资的底线，低于此，就毫无价值可言。如果在东部地区执行上述价格，几乎没有内部收益率，分文不挣。以东部地区目前的日照条件和成本，补贴价格至少要在 1.4 元左右。
西部地区多为荒漠，建设成本低廉，而东部地区土地紧张，人工成本也高，日照更是只有西部地区的一半，因此应逐步提高东部地区的上网电价，以提高企业的积极性。
西北等日照丰富地区的用户电价较低，而阳光不充足的内陆地区用户电价更高。“除了西北地区可在七八年收回成本外，其他省份都没有太大优势。”业内专家建议，不妨像风电一样，将光伏上网电价划分为四个区域分别定价，参照物是这些地区的平均峰值用户电价。
江苏省曾在 2009 年出台了自己的上网电价补贴方案，即省里从每度电里抽取 2 厘钱进行支援，补贴时间为 2009 年到 2011 年，价格实行逐年递减，2011 年为最后一年，补贴价格为 1.4 元 / 千瓦时。
目前公布的光伏上网电价标准下，东部建电站就意味着亏损，因此东部省市有必要出台新的补贴方案来支持光伏电站建设。“我们希望 2012 年在江苏的上网电价补贴能由中央财政和地方财政共同承担，这对双方都有好处。
地方政府的补贴态度，将直接影响到企业的投资热情。企业都是逐利的，如果东部没有更具诱惑的电价出台，各大企业自然会向低成本的西部地区聚拢。但西部地区的光伏发电还面临着长距离输送的问题，如果企业都喜“西”厌“东”，会对我国整体光伏行业的发展格局不利。
没有对不同资源条件给出不同的补贴电价，而是以“一刀切”的方式，给出了一个统一价格。从盈利角度来讲，对于新项目，1 元 / 度电的补贴更适合建立在西部日照资源条件较好的地区的光伏电站。
安装方式不同
与分布区域相同，电价政策同样没有考虑不同的安装方式带来的系统成本差异。光伏发电分很多种类，其中金太阳示范工程和用户侧并网发电系统项目受建设成本相对较高的影响，此次电价的确定则不会对其产生太大的影响，而无论是屋顶项目还是光电建筑一体化项目，其单位建设成本往往比大型地面项目要高不少，因此，1 元 / 度电的补贴似乎更倾向于鼓励地面光伏电站的发展。
资金来源不明
资金来源问题，文件虽有提及，但不可忽视的一个问题是“可再生能源电价附加”资金账户，由于风电装机容量前几年的突飞猛进，已经在 2010 年出现亏空。而且在短期内，账户仍将处于亏损状态。在 IHSISuppli2011 年早些时候做的估算，即使发改委在 2012 年初将“可再生能源电价附加”从目前的 4 厘 / 度提高到 8 厘 / 度，由于风电装机容量的增长以及并网条件的改善，该部分资金在 2012 年~2014 年补贴仍将大量被风电占用，处于勉强收支平衡的状态，这还不考虑用这些年的盈余弥补历史遗留的该账户的亏损部分。如果考虑弥补历史遗留的亏损，则“可再生能源电价附加”将一直亏损到 2015 年底。
另外，补贴光伏装机的另一部分资金来自财政部的“可再生能源专项资金”，“光电建筑”与“金太阳”的补贴就是来于此。文件中没有说明，固定上网电价的缺口资金可以占用国家的“可再生能源专项资金”，当然也没有明确表示不可以占用。问题是，“可再生能源电价附加”已然存在亏损，可如果新建项目的电价补贴通过占用“可再生能源专项资金”的方式弥补，那 2011 年的“金太阳”项目补贴怎么办。当然，也许发改委已经和财政部协调，在 2011 年给光伏更多的专项资金，解决这个问题。
并网问题不明确
并网问题一直是制约我国可再生能源发展的一个重要因素。风电在 2010 年底已经实现装机 44.7GW，但能够实现并网的仅有 31.1GW，而且这 31.1GW 也是出于可控状态，即需要时电网公司可以要求部分风机停运，以保证电网的稳定运行。
当前格尔木的“光伏热”，使电网公司不得不临时决定在格尔木地区架设 330 千伏的电网以匹配光伏电厂的建设，预计工程赶在 9 月 30 日左右突击完工。
“723”动车事故告诉我们，不是所有的工程在赶进度的情况下都能保质保量完成的，工程建设进度有一定的内在规律可循，电网建设同样是这样。格尔木将只会是全国的一个缩影，甫全国范围内适用的光伏固定上网电价推行，全国在短短 5 个月之内会出现多少个“格尔木”？电网公司又将能“赶工”出多少个保质保量的电网确保电力传输？如果项目并不了网，固定上网电价政策又有什么意义呢？
