据测算，按照目前的光伏产品价格水平，光伏发电在西部资源条件较好地区的价格，已基本接近当前的工商业电价。而光照条件相对较差的东部地区，虽然与前者相比仍有一定差距，但距离也正在不断缩小。
以目前的光伏组件、光伏逆变器等产品价格走势来看，国内光伏发电距离平价上网，仅剩一步之遥。
不过，系统成本的下降，并不必然意味着国内光伏应用市场就可以大规模启动，其中更关键的，还在于一些体制、机制性的制约因素。
正如发改委能源研究所研究员王斯成所言，当前制约中国光伏应用市场发展的最大障碍，既不是成本问题，也不是资金、技术问题，而是市场发展和政策实施中遇到的具体操作与各部门之间的协调问题。
正是受制于政策体系的不完善、不统一，困扰中国光伏发电的并网难、标准缺失、收费不透明等问题不但一直存在，且有愈演愈烈的态势。这些“陷阱”，正在吞噬着光伏电站的投资收益。
良好的政策环境和规范的商业环境是市场腾飞的前提。国内应用市场正在规模化开启的中国光伏业，迫切需要协调一致的、透明的、高效的和可操作的激励政策体系。
目前，一系列光伏电站并网的技术标准已经处于报批过程中，这些标准的完善，或可在一定程度上规范当前的光伏电站乱局。
待解的政策困局
协调一致、透明、高效和可操作的激励政策，是光伏市场腾飞的前提
种种迹象显示，相关部门正在通过扩大国内应用市场来帮助光伏行业走出困局。但一些体制性以及政策方面的难题——包括并网难及相关政策、收费不透明等——的解决与否，将直接关系到上述努力的效果。
在近日召开的第12 届中国光伏大会上，发改委能源研究所研究员王斯成表示，中国光伏行业迫切需要协调一致、透明、高效和可操作的激励政策，因为良好的政策环境和规范的商业环境是光伏市场腾飞的前提。
对于业界最为关注的并网难问题，中国电力科学研究院新能源研究所所长王伟胜透露，从正在报批的《光伏发电站接入电力系统技术规定》(以下简称技“规定”)来看，我国对光伏电站的并网要求要低于德国等国家，与当前的实际情况是比较吻合的。
并网难仍待解
对于国内光伏电站而言，能否并网，无疑是最为关键的一环。从实际情况看，这一问题仍在困扰着企业。
在此次召开的中国光伏大会上，并网依然是最为关注的问题之一。与大型地面电站相比，分布式电站的并网难题则更为突出。
在王斯成看来，许多“金太阳”项目无法按期执行，大部分均与并网相关。
“某开发区共有6 个项目，但在并网时只批准了一个自备用项目，其他全部都要升压。而如果是升压后再并网，从严格意义来说，就已经不再是用户测并网了。”王斯成表示。
相关数据显示，截至今年上半年，2009 年和2010 年项目目录中，金太阳工程批复项目主体工程完成并网项目106个，主体工程完成未并网项目44 个。
从数据来看，尽管并网项目占完工项目的71%，但90% 甚至更多的是没有获得国家电网并网许可文件而企业自行并网的项目，也就是说这些项目并没有实现实际意义上的并网。而真正获得国家电网正式并网许可文件的项目数量不超过10 个。
对此，王伟胜认为，从光伏发电的出力特性来看，既受太阳能资源的影响，同时也与逆变器性能有关。“如果是晴天，则发电量可以非常稳定，但如果天气情况不理想，则会产生一定的波动。而对于电网来讲，电力系统是一个实时平衡系统。今天估计明天的用电，误差只有1%—2%，可以非常准确的预测，而常规电源的发电量多少也可以预测以及控制。但如果是大规模的光伏电站并网，其不稳定的特性就可能破环电网的平衡，从而增加电网调度的难度。”
国网能源研究院新能源研究所黄碧斌则认为，用户侧并网难，与光伏电站和电网规划协调不足、厂网建设可能出现不同步情况以及管理经验的缺乏也有关系。比如，一直以来都是按照常规电源模式管理分布式发电，并网周期较长，与分布式光伏发电建设周期短的特点不相符，造成部分项目并网滞后。
被蚕食的收益
除了并网难题外，另外一个困扰行业的难题，则来自于相关政策的不透明，这其中就包括在用户侧并网问题上的升压标准。
据了解，按照相关规定，所有金太阳示范项目都应当允许光伏系统在用户侧并网，以抵消电网电量的方式运行。但在实际操作中，地方电力公司常常要求光伏系统升压并入公共配电网。而这势必要增加升压站的投资。并且，在电价方面只能享受到脱硫燃煤电价，而不是零售电价，使得项目的经济效益受到损害。
“常州产业园有一个两兆瓦的项目，本来可以直接并网，但电网公司要求统一升压并网。这就需要建升压站，一个升压站70 万，没有升压之前，可以享受自消费的电价，将近0.9 元，但升压后，只能享受3 毛多的脱硫电价。”王斯成表示，虽然国家电网已经发文可以按照自备电厂以及合同能源管理来执行，但在接网设计、入网检测、系统自备金、电站监控数据上传等方面的收费仍未明确。比如，接网设计方面，一个接网点就要收费好几十万，这势必将增加开发商的投资成本。
此外，建设部门、环保部门等乱收费问题也比较突出。
与分布式电站的收费标准缺失相比，大型地面电站同样也面临类似问题。
有电站业主抱怨称，今年在青海投资电站，事先需要缴纳一定的保证金，但这笔钱何时归还以及期间利息归属问题却没有明确规定。至于能否最终退回，大家心里也没底。
而在王斯成看来，现在对于一些大型电站的收益影响最大的则来自于土地使用费。“特许权招标时，10 兆瓦电站的25年土地租金为300 万元。而现在在一些地方，10 兆瓦的电站一年的土地租用费就要收到150 万元，整个电站一年的收入也就是1500 万左右，仅这一项就抵消了许多电站整个的收益率。”
黄碧斌则认为，由于分布式光伏发电接入系统设计规范尚未发布，接入系统设计单位在电源接入电压等级、专线或T接、第一落点等接入方案的确定随意性较大，通信方式、传输通道和传输信息等二次设备的配置标准不统一，部分项目投资偏高。
困局待解
根据王斯成的测算，在西部光照资源条件较好地区，受益于组件价格下降等因素，光伏发电的初投资可以降到1 万元/千瓦，这样，合理电价可以压到0.77 元(年平均发电1500 小时)，已经接近于目前的工商类电价。而如果是在东部地区的话，年发电在1100 小时的合理电价约为1.3 元/kWh，也正在接近目前0.925 元的工商类用电价格。
“从上述数据测算来看，中国光伏发电正在逐步进入平价电价时代。因此，对于大规模启动国内光伏市场而言，最关键的问题既不在成本，也不在技术，而是在相关政策的协调统一以及相对规范的经营环境，尤其是在并网标准以及相关收费方面。”王斯成表示。
黄碧斌则建议，应该尽快制定并网管理办法和接入系统典型设计，规范管理。
在并网方面，王伟胜则介绍说，新的光伏并网规定正在报批中。而就这一规定与德国等国家对比来看，国内对光伏电站的并网要求是要低于这些国家的，与我国当前的实际情况也是比较吻合的。
王伟胜还介绍说，该技术规定主要适用于35KV 及以上电压等级并网，以及通过10 千伏电压等级与公共电网连接的新建、改建和扩建光伏电站，对包括光伏发电站接入电力系统的有功功率、功率预测、无功容量、电压控制、低电压穿越、运行适应性、电能质量等方面都做了相应的规定。
“在低电压穿越方面，我国的这一规定并不要求所有的电站都应具有零电压穿越功能，而只是对百万千瓦的光伏基地需要满足这一规定，这点是要低于德国技术标准的。”王伟胜表示。
此外，上述规定还对光伏电站的发电功率预测做了相应的规定，要求装机容量10 兆瓦及以上的光伏发电站应配置光伏发电功率预测系统，该系统需具有0-72H(小时)以及15 分-4 小时的超短期光伏发电功率预测功能，光伏发电站每15 分自动向电网调度机构滚动上报未来15 分至4 小时的光伏发电站发电功率预测曲线。
从公开资料来看，这一新的规定已经开始在青海、甘肃等地的光伏电站中试行。
来自甘肃省电力公司的信息显示，在4 月份该公司组织的对已并网运行的光伏电站及其升压站进行的涉网专项检查中，除了组织开展光伏电站低电压穿越能力、电能质量、功率控制能力、无功补偿装置检测工作外，还要求上传光伏电站远东信息和气象信息，研发光伏功率预测系统和有功智能控制系统，努力实现光伏电站的“可控、可测(预测)、可观(监测)”。
在王伟胜看来，相比较而言，光伏发电的功率预测要比风电稍微容易。但在阴天或者是其他天气不好的情况下，其预测就需要更为先进的技术手段。“尽管光伏发电功率预测存在一定误差在所难免，但对电力调度而言，功率预测也在某种程度上实现了可控，可以减轻对电力系统部稳定性的干扰。”
上市公司的利润调节器
对于上市公司而言，通过增加下游电站成本的方式，可以轻松达到调节利润的目的
投资光伏电站，似乎成了不少上市公司的“救命稻草”。
继宣布将投资4.9 亿元建设40MW光伏电站后，海润光伏近日又公告称，将联合国电电力投资建设共计69MW 光伏电站，投资金额达10 亿元。
此前，超日太阳也表示，将在欧洲新兴市场合作开发建设266MW 光伏电站项目，其中包括罗马尼亚141MW、乌克兰65MW、波兰10MW、克罗地亚及摩尔多瓦50MW。
与之类似，包括隆基股份、拓日新能等企业也均宣布了各自的投资光伏电站计划。
但值得关注的是，一些企业的电站建设成本，似乎并没有随着组件等光伏产品价格的大幅下跌而下降。
有分析人士认为，这不排除一些企业出于当前业绩考虑，通过这种方式来向中上游输送利润。“毕竟，对于许多上市公司而言，如果出现亏损，对于其再融资、大股东套现等都将受到影响，而通过增加下游电站成本的方式，则可以轻松达到调节利润的目的。”
但这种操作手法对公司的负面影响也显而易见，首当其冲的就增加企业的财务费用。毕竟，对于大部分资金链紧张的光伏企业而言，电站的投资成本大部分来自于银行贷款。随着投资规模增加，将不可避免地增加相应的贷款利息。
电站投资潮
而对不少国内光伏企业而言，投资光伏电站，似乎也已经成为了最后的“寄托”。
拓日新能(002218)曾在7 月18 日宣布将在新疆喀什投资建设20MW 光伏并网电站。
其后，横店东磁(002056)也发布公告称，拟在甘肃张掖投资建设20MWp 太阳能光伏电站项目。公告显示，横店东磁投资的上述并网光伏发电项目总装机容量为20MW，计划安装20MW 多晶硅太阳能电池组以及相关的配套电气设备。
海润光伏(600401) 近日则发布公告称，将与国电电力合资成立项目公司，投资建设共计69MW 光伏电站，投资金额达10 亿元。上述电站将分别建设于青海、甘肃、新疆以及内蒙古，海润光伏对上述四个项目公司的持股比例均为35%。海润光伏还表示，此次投资建设光伏电站符合公司新能源发展战略，将为公司开辟新的利润增长点。
资料显示，这是自今年7 月份以来，海润光伏第5 次宣布光伏电站投资计划。在今年7 月份，海润光伏公告称，将与国电内蒙古电力有限公司下属公司建设两座光伏电站，装机容量分别为40MW、20MW，其中海润光伏出资比例为40%。而在今年9 月中旬，海润光伏还称，将在甘肃金昌以及新疆柯坪县各投资建设一个20MW 的光伏电站。
除此之外，中环股份此前也公告称，该公司与SunPower Corporation 、内蒙古电力(集团)有限责任公司、呼和浩特金桥城建发展有限责任公司，签署了合作谅解备忘录，同意一起合作在中国内蒙古设立一家合资企业，在内蒙古运营高效率聚光型光伏太阳能系统装配设施，合资企业将于2017 年前在内蒙古开发建设7.5 GW装机容量的光伏电站。
更进一步的信息还显示，各方同意设立一家合资企业，由该合资企业具体运作实施该项目。其中，中环股份拟出资比例为35%~40%，将成为合资企业的第一大股东。
对此，分析人士认为，这么多企业之所以对光伏电站青睐有加，主要是收到行业经营压力所致。
以海润光伏为例，该公司2012 年上半年实现营业总收入25.41亿元，但归属于上市公司股东的净利润则亏损1.34亿元，而上年同期净利为2.30亿元。
投资成本仍居高不下
相关数据显示，截至目前，国内240W多晶组件报价为4.2-4.5元/瓦，250W单晶组件报价4.7-5.1元/ 瓦，这较去年青海省大规模电站建设时9 元/瓦左右的价格已经下降超过50%，也意味着当前的电站投资成本已出现大幅下降。
资料显示，此次海润光伏与国电电力在青海格尔木的20MW的光伏电站投资额为2.6亿元，也即13元/瓦左右。而其在新疆哈密投资的20MW的电站的总投资额为2.69亿元，较其在格尔木的电站投资成本则增长了3.5%。
资料还显示，海润光伏此次在内蒙古投资的同样是20MW的电站的总投资金额则约2.77元，每瓦的投资成本增至了13.85元。而其在今年7月份同样是在内蒙古投资的40MW的电站的总投资成本则为6.27元，平均单位投资成本为15.7元/瓦。
从其他企业的情况来看，拓日新能7月份宣布在新疆喀什投资建设20MW光伏并网电站的总投资为2.6亿元，单位成本约为13元/瓦，要较海润光伏同样是在该地的投资额减少近7000万元。
另一家企业横店东磁(002056)在甘肃张掖投资建设的20MWp太阳能光伏电站项目的拟总投资为 2.4亿元，单位投资成本为12元/瓦。而此次海润光伏同是在甘肃投资的电站，其单位成本则达到了近21元/瓦。
通过上述对比可以发现，与拓日新能、横店东磁等企业相比，海润光伏的电站单位投资成本明显要高。而即便是其内部自己的电站，投资成本也均存在着一定的差异。
据了解，组件所占整个电站的投资比重在50%—60%。从去年青海的电站投资情况看，单位平均成本在15元/瓦。以此类推的话，在组件价格下降超过50%的情况下，电站的平均投资成本已经降至10元/瓦左右。
不过，值得关注的是，与上述合资项目较高的投资成本相比，海润光伏全资拥有的电站的成本则并没有那么高。公告显示，海润光伏在新疆维吾尔自治区柯坪县进行的20MW光伏发电项目总投资额约24650万元人民币，要较其新疆哈密同等投资规模的电站减少2000多万元。
无独有偶，海润光伏在甘肃金昌投资的20MW 光伏发电项目的总投资金额约24570万元，较其同样是在甘肃投资的项目的单位成本大幅下降近8元/瓦。
利润调节器?
对此，分析人士介绍说，从去年在青海投资电站的企业来看，越早涉足这一行业的企业投资成本越低，而此前没有涉足这一行业的企业的投资成本则越高。
但也有例外，有的企业虽然很早就已经涉足光伏电站的建设，但其成本却要较其他企业高出很多。“不过，据我们事后了解，这家企业的成本之所以这么高，主要是为了向其上游的组件等部分转移利润所致”。
上述分析人士称，如果从这个角度来看的话，海润光伏的电站投资成本之所以这么高，要么是由于其没有投资电站建设经验所致，要么就是为了向其中上游输送利润。
从现有情况看，后一种情况的可能性更高。
数据显示，今年上半年，海润光伏的营业利润亏损额达到了1.8亿元，同比减少173.60%;其存货规模达到了8亿元，占总资产比重为6.78%，运营压力可想而知。
不过，对于海润光伏而言，通过这种方式来调节上游利润的弊端也显而易见，将大大增加相应的财务费用。
数据显示，在此次该公司与国电电力联合投资的69兆瓦电站中，总投资额为9.95亿元，海润光伏的出资额仅为6963.04万元。即便将国电电力的出资额考虑在内，相应的资金缺口仍将达到近8亿元，而这大部分可能需要通过银行贷款来解决。
资料还显示，自今年7月份以来，海润光伏宣布的光伏电站的总投资额已经接近24亿元，而归属于该公司应该承担的资金缺口则超过了10亿元，其中大部分可能需要通过银行贷款来解决。
财报则显示，今年上半年，该公司的财务费用达到了1.75亿元，较同期大增了168.65%。
成本快速下跌藏隐患
如果价格下降过快，可能使得一些企业为了降低成本而在原材料上做“手脚”
受产能过剩等因素影响，光伏组件的价格仍然呈现下跌趋势。
在一些业内人士看来，受欧洲等启动反倾销调查等因素影响，光伏组件的价格将持续承压，维持在当前水平的希望十分渺茫。因此，在企业大幅去库存化的背景下，相关产品的价格将进一步下跌。
来自美国投资银行Maxim Group 的分析则称，即使非晶硅成本最低跌至每瓦50美分以下，多晶硅价格则为每公斤18美元，那么组件每瓦65美分的平均销售价格所产生的毛利润率也不到10%。而随着硅片转换成本已下探至每瓦17美分，电池片跌至每瓦14至15美分，组件成本接近每瓦20美分——如果原料不做改动的话，那么供应商进一步削减成本或许愈加困难。
组件价格的进一步下降无疑对扩大市场的整体需求将起到推动作用，但也有业内人士担心，如果价格下降过快，可能使得一些企业为了降低成本而在原材料上做“手脚”，这将对后期光伏电站的运营效率埋下隐患。
“在目前行业降低成本的压力如此之大的情况下，原材料成本的下降无疑将起到直接的作用，但关键是如何平衡好产品质量与降低成本之间的关系。而如果通过牺牲产品使用寿命以及效率来降低成本，将不可避免的影响到电站后期的运营收分析机构IHS则表示，中国市场上的太阳能组件价格已经处于最低水准，但可能还会进一步跌至每瓦0.58美元。
组件价格难以企稳的另一主要因素，则来自于一些企业的高额库存。
来自一些分析师的预测称，天合光能、尚德电力及英利绿色能源控股等中国光伏公司手中持有的存货约5吉瓦，几乎是全球年度需求的六分之一。而在欧洲展开反倾销调查的情况下，中国企业目前正避免向欧洲出货，但这可能会进一步加大其库存压力。
数据显示，2011年中国向欧盟销售约210 亿欧元(274.2亿美元) 的太阳能组件，约相当于中国太阳能产业出口总值的60%。
低成本的隐忧
对于组件厂商而言，价格的持续下跌将令其面临着更大的成本压力。
投资银行Maxim Group认为，随着组件成本接近每瓦20美分，如果原料不做改动的话，供应商进一步削减成本或许将愈加困难。而即使非硅成本最低跌至每瓦50美分以下，多晶硅价格为每公斤18美元，组件每瓦65美分的平均销售价格所产生的毛利润率也不到10%。
一些业内人士表示，成本压力可能会益。”杜邦光伏氟材料中国区市场经理马可表示。
在马可看来，尽管现在的组件产品均提供了25年的质保，但从现有的质保条款来看，是偏向于组建厂商的。而从已经发生的实际案例来看，质保并不能有效保障电站业主的利益。
组件价格难企稳
市场数据显示，目前，国内240W多晶组件报价为4.2-4.5元/瓦，250W单晶组件报价4.7-5.1元/瓦，延续下跌之势。而从国际上来看，市场报价在0.58-1.10美元/瓦，均价为0.706美元/瓦，跌幅2.08%;薄膜光伏组件市场报价0.58-1.00美元/瓦， 均价为0.656 美元/瓦，跌幅1.8%。
相关信息显示，尽管部分组件企业选择降价方式来急于出货，但成交情况却不尽人意，各地不乏出现企业抛货现象。
国信证券发布的报告认为，受季末财务压力影响，一些中国光伏企业正更大幅度地降价以达到销量目标及获取足够营运资金的目的，光伏产业链上所有产品均面临降价压力。
美国投资银行Maxim Group 预计，下半年组件价格将跌至每瓦70美分以下，三季度光伏产业将维持疲软态势。
迫使一些企业在产品质量上做“文章”，尤其是在一些原材料的采购上面，但这可能为以后的电站运营埋下隐患。
在马可看来，应该将关注重点转移到电站的发电成本而不是安装成本。“现在一开标，焦点主要集中在每瓦多少钱。但从行业健康发展的角度，更应该关注光伏电站的单位平均发电成本，即每度电多少钱。”
马可表示，从其了解的情况来看，去年在西部建设的光伏电站中，其发电效率的衰减程度超出了预期，这意味着在这种自然条件比较恶劣的环境下，对于组件的使用寿命以及可靠性的要求都是比较高的。但在当前这种成本压力下，无法排除一些企业通过牺牲产品质量来降低成本的行为，这将对电站的收益率造成直接影响。
据了解，现有的一些光伏电站的内部收益率大都是基于在25年的运营期内，其最终的衰减率在20%左右。而光伏组件在发电可靠性方面能否达到上述要求，现有的检测手段很难予以检测。
“尽管一些组件商均宣称通过了各个实验室的认证，但这些检测均是基于模拟条件下的、短期内的检测方法，本身有多大的可信度也很难说。”某业内人士认为。
除了实验室模拟环境下的认证外，另一个让电站业主吃定心丸的则是对组件产品的质保。
根据公开资料来看，大部分的组件厂商均为其产品提供了相应的质保，比如承诺在25年内其输出功率保证达到80%等。
但在一些业内人士看来，质保条款能在多大程度上保证电站业务的利益，也很难说。其中的关键在于，大部分组件均承诺的是输出功率，而不是最终的发电效率，后者才是决定发电量多寡的关键。
马可也认为，从现有的质保条款来看，是偏向于组建厂商的。而从实际案例来看，质保并不能有效的保障电站的业主的利益。
“据我所知，在欧洲有一个电站的组件出现问题后，但其当时应用的这种组件已经停产了。而新的组件在尺寸、功率匹配上都存在一定的差别，这导致新的组件在安装后并不能适应其原有的系统。此外，在出现问题后，电站施工方和组件商开始相互推诿的情况也存在。”马可表示。
