在經歷了2010年繁榮之后，光伏行業在2011年出現了成長減速的情況。隨著過去一年供給的大幅度增加，中國國內光伏業者的壓力陡增。
　　
　　但是，自2011年5月開始，國內利好光伏的政策不斷。先是青海省對給2011年9月30日前建成的電站給出了1.15元/度的電價，隨后不久的7月24日，發改委價格司便出文件，推出了中國首個全國范圍內適用的光伏固定上網電價。
　　
　　1．對發改價格[2011]1594號文件的快速解讀
　　
　　一、制定全國統一的太陽能光伏發電標桿上網電價。按照社會平均投資和運營成本，參考太陽能光伏電站招標價格，以及我國太陽能資源狀況，對非招標太陽能光伏發電項目實行全國統一的標桿上網電價。
　　
　　明確補貼方式
　　
　　（一）2011年7月1日以前核準建設、2011年12月31日建成投產、我委尚未核定價格的太陽能光伏發電項目，上網電價統一核定為每千瓦時1.15元（含稅，下同）。
　　
　　解決"歷史遺留問題"上網電價的推出將之前拖延已久的"路條"項目的盈利途徑給出解決方法，一定程度上確保這些項目投資商的利益。
　　
　　（二）2011年7月1日及以后核準的太陽能光伏發電項目，以及2011年7月1日之前核準但截至2011年12月31日仍未建成投產的太陽能光伏發電項目，除西藏仍執行每千瓦時1.15元的上網電價外，其余省（區、市）上網電價均按每千瓦時1元執行。今后，我委將根據投資成本變化、技術進步情況等因素適時調整。
　　
　　新審批的項目上網電價確立，并在原則上規定了今后上網電價將逐步調整，電價的在未來的下調打好政策基礎。
　　
　　二、通過特許權招標確定業主的太陽能光伏發電項目，其上網電價按中標價格執行，中標價格不得高于太陽能光伏發電標桿電價。
　　
　　解釋特許權項目的電價問題；特許權項目特許權項目是發改委，能源局，財政部等相關決策機構試探對可再生能源補貼方式與補貼價格的示范性項目。風電部分，總共有六輪特許權項目，耗時近六年。從文件中，我們看到，特許權項目將不會因為此次光伏上網電價的推出而停止開展。從這個角度來講，相關部委對合理光伏上網電價的探索仍然將繼續，而此次的光伏上網電價似乎更像是一個"臨時"價格。
　　
　　三、對享受中央財政資金補貼的太陽能光伏發電項目，其上網電量按當地脫硫燃煤機組標桿上網電價執行。
　　
　　解釋已或審批的金太陽項目的電價問題；
　　
　　四、太陽能光伏發電項目上網電價高于當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的部分，仍按《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》（發改價格[2006]7號）有關規定，通過全國征收的可再生能源電價附加解決
　　
　　再次明確了補貼的資金來源問題；依然來自國家的可再生能源電價附加，注意：沒有提及可再生能源專項資金。
　　
　　從對政策的解讀我們看到了非常積極的信號，即發改委作為國家能源局的上級部門，在千呼萬喚之后主導推出了光伏的上網電價，解決了許多"路條"項目投資收益的歷史問題，并對新項目的光伏電價作出了初步設計，為將來推出更全面的上網電價作好鋪墊。
　　
　　可以預期的是，憑借著我國從不缺少的"大兵團作戰"以及"集中突擊"完成項目的經驗，各能源集團，光伏企業必將在目前的炎炎夏日，借著這股政策清風抓緊申報，突擊建設光伏項目。單以青海格爾木市為例，"930"消息一出，幾十個項目同時開工，近500兆項目一起建設（還有不少項目在審批中），施工人數數以千計，蔚為壯觀。
　　
　　全國范圍內適用的光伏上網電價政策一出，必將帶來一陣光伏投資"瘋"！
　　
　　2．發改價格[2011]1594號文所帶來的疑問
　　
　　但是單憑發改價格[2011]1594號文件，仍然讓我們對很多問題抱有疑惑：
　　
　　補貼年限
　　
　　文件沒有對上網電價的補貼年限給出任何說明，但我們都知道，補10年和補20年給投資商帶來的投資回報率的差異。
　　
　　沒有考慮各地資源差異
　　
　　沒有對不同資源條件給出不同的補貼電價，而是以"一刀切"的方式，給出了一個統一價格。從盈利角度來講，對于新項目，1元/度電的補貼更適合建立在西部日照資源條件較好的地區的光伏電站。
　　
　　沒有考慮安裝方式的差異
　　
　　與2類似，電價政策同樣沒有考慮不同的安裝方式帶來的系統成本差異。而無論是屋頂項目還是光電建筑一體化項目，其單位建設成本往往比大型地面項目要高不少，因此，1元/度電的補貼似乎更傾向于鼓勵地面光伏電站的發展。
　　
　　資金來源問題
　　
　　資金來源問題，文件雖有提及，但不可忽視的一個問題是"可再生能源電價附加"資金賬戶，由于風電裝機容量前幾年的突飛猛進，已經在2010年出現虧空。而且在短期內，賬戶仍將處于虧損狀態。在IHS Isuppli今年早些時候做的估算，即使發改委在2012年初將"可再生能源電價附加"從目前的4厘/度提高到8厘/度，由于風電裝機容量的增長以及并網條件的改善，該部分資金在2012年~2014年補貼仍將大量被風電占用，處于勉強收支平衡的狀態，這還不考慮用這些年的盈余彌補歷史遺留的該賬戶的虧損部分。如果考慮彌補歷史遺留的虧損，則"可再生能源電價附加"將一直虧損到2015年底。
　　
　　另外，補貼光伏裝機的另一部分資金來自財政部的"可再生能源專項資金"，"光電建筑"與"金太陽"的補貼就是來于此。文件中沒有說明，固定上網電價的缺口資金可以占用國家的"可再生能源專項資金"，當然也沒有明確表示不可以占用。問題是，"可再生能源電價附加"已然存在虧損，可如果新建項目的電價補貼通過占用"可再生能源專項資金"的方式彌補，那今年的"金太陽"項目補貼怎么辦。當然，也許發改委已經和財政部協調，在2011年給光伏更多的專項資金，解決這個問題。
　　
　　并網問題
　　
　　并網問題一直是制約我國可再生能源發展的一個重要因素。風電在2010年底已經實現裝機44.7GW，但能夠實現并網的僅有31.1GW，而且這31.1GW也是出于可控狀態，即需要時電網公司可以要求部分風機停運，以保證電網的穩定運行。
　　
　　當前格爾木的"光伏熱"，使電網公司不得不臨時決定在格爾木地區架設330千伏的電網以匹配光伏電廠的建設，預計工程趕在9月30日左右突擊完工。
　　
　　"723"動車事故告訴我們，不是所有的工程在趕進度的情況下都能保質保量完成的，工程建設進度有一定的內在規律可循，電網建設同樣是這樣。格爾木將只會是全國的一個縮影，甫全國范圍內適用的光伏固定上網電價推行，全國在短短5個月之內會出現多少個"格爾木"？電網公司又將能"趕工"出多少個保質保量的電網確保電力傳輸？如果項目并不了網，固定上網電價政策又有什么意義呢？
　　
　　結論
　　
　　從上面的分析，我們可以得到以下的結論
　　
　　1．本次固定上網電價的推出，是一個非常積極的信號，顯示國家對國內光伏終端市場發展的支持；
　　
　　2．固定上網電價的細則有待出臺，否則1594號文件將難以有所作為；
　　
　　3．單憑1594號文件提及的解決歷史遺留的"路條"項目盈利這一點，國內光伏業者信心將得到很大程度上的提振，國內的"光伏熱"將被進一步點燃，中國2011年的光伏裝機容量可能會突破1.5GW（注：不等同于并網容量）；
　　
　　4．特許權項目在未來仍將開展，相對較高的固定上網電價（與風電，生物質能相比），處于虧損狀態的"可再生能源電價附加"賬戶以及光伏電站建設成本的不斷下降， 使得1元/度電的固定上網電價在短期內被調整成為必然。
　　
　　5．政策更多的利好西部地區的大型地面光伏電站，而東部，中部地區因受日照輻射資源的限制，在1元/度電的情況下，盈利條件仍然 不甚理想。屋頂項目，光電建筑一體化項目因建設成本原因，也將難以充分收益于補貼政策。當然具體項目的盈利狀況需要具體分析，相信有許多潛在屋頂項目在1 元/度電的情況下，是有能力實現一定利潤的。
　　
　　6．從過去的經驗來看，大型地面電站的投資始終為國有電力集團所主導。從5中可以看到，本次上網電價將更多利好西部地區的大型地面光伏電站，進一步而言，將更多利好身為開發商的電力集團。而民營企業當然也可以收益，不過相信更多的收益將是在于與電力集團的合作上。自行開發電站的民營企業，如果有一定的資金實力并拿到項目，當然也會受益。對于志在自行開發光伏項目的光伏企業，至少電價的推出是企業可以消耗一部分產能，從這個角度來講電站項目即使無利可圖，對光伏企業也是有意義的。
　　
　　一些擔憂：
　　
　　1594號文件的成功執行需要跨部門的協作，不單發改委，能源局，財政部與電網公司也是政策能否被落實，使得光伏電站相關企業收益的關鍵。相信發改委價格司在推出1594號文件前，已經會同發改委其他司局，能源局廣泛征求過相關部委與企業，如：財政部，電網公司的意見并得到了各相關方的支持。
　　
　　但是在這里，IHS Isuppli仍然有一些隱憂，不知實際情況會發展成怎樣。希望發改價格[2011]1594號文文能真正成為國內光伏終端市場的一針強心劑，讓我們國家的光伏市場得到快速啟動，讓光伏"瘋狂"一把。
　　
　　也稍稍改變我們國內光伏企業長期以來面臨的市場受制于人的局面，實現兩條腿走路，而不是單單依靠產品出口這一條路解決的企業生存問題。