对于部分企业被取消价格承诺资格问题，需要客观看待

我国光伏企业的国外市场结构愈发多元化。作为投资商代表的翟永平则表示，产能合作有时会被误解，我们希望产能合作实现共赢，尤其在中等发达国家，可以考虑在建厂的同时，也能提高当地的技术能力，这是我们最关注的

截至目前，国家累计投入资金超过40亿元，在西藏实施了总装机容量达到180兆瓦的光伏项目，直接或间接解决了无电或缺电地区60万以上人口的用电问题。拉萨一直被誉为日光之城，而整个西藏更是名副其实的日光之域。据介绍，目前西藏太阳能热水器推广面积已达45万平方米。西藏太阳能资源的开发利用已日益向产业化道路迈进，驭光之法随着科技的进步也越来越深入人民的生活，高原人民在阳光的沐浴下正驭光前行迈向新的希望。即使在世界海拔最高、气候最恶劣的珠穆朗玛峰地区，西藏移动也通过在海拔5200米、5820米和6500米区域建设太阳能移动基站，以及沿途的网络工程，实现了珠峰登山路线移动信号的全程网络覆盖。

根据全区2020年和全国同步建成小康社会的目标任务，自治区党委和政府针对农牧民群众现实生活状况，明确提出了以六通(通电、通路、通水、通邮、通讯、通广播电视)为主要内容的小康社会建设基本要求。此外，太阳能资源还广泛应用于其它领域。明确规定2016年一类、二类资源区的地面光伏电站分别降低10分钱、7分钱，三类资源区降低2分钱。

另有光伏行业专家明确指出，目前国内一些地区因为限电严重，新增装机量增速已开始回落，需求或被高估。不仅如此，在2016年8月17日国家电力投资集团公司2016年度第五十四批集中招标(第二批光伏电池组件设备)结果中的一份开标记录表显示：KPK背板多晶组件的最低投标价格为3.05元/瓦，TPT背板多晶组件的最低投标价格同为3.05元/瓦。早在2015年底，国家发改委下发《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》。但四季度估计还会有一波抢装，价格会企稳，甚至小幅上涨。

然而，中国光伏产业未来平稳健康发展依然任重道远：国际市场贸易壁垒的魔咒未除，国内市场限电、补贴和土地三座大山的压力仍在，补贴政策调整带来的市场波动频繁，而且异常剧烈。且在近两年产能大幅扩张、加剧供过于求的情况下，下半年中国市场可能引发全球光伏电池组件暴跌。

专家分析认为，7月份海关月进口均价呈现下行走势，主要是受到国内下游光伏需求在630节点过后迅速降温的影响。在此之下，今年上半年光伏电站出现抢装潮。而对于下半年市场，刘杨表示，三季度是淡季，价格降得会比较快。以政府的目标装机容量来看，为了实现下半年的平衡，业内预计第三季度的光伏装机量将下跌80%。

这意味着，Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类资源区的光伏电站度电补贴将分别下降0.1元、0.07元和0.02元。对于我国光伏行业来说，2016年是机遇与挑战并存的一年。不过，到明年6.30前，价格下降会很快，多晶组件3.2元/瓦、单晶组件3.4元/瓦应该很容易看见。组件价格跌跌不休是的，不难发现，如今的光伏组件价格正持续走低。

630抢装潮下的中国大多数光伏上市企业半年业绩令投资者亮瞎了眼。光伏企业中报亮眼一年一度中报季来临，光伏企业们陆续交出上半年成绩单

记者在采访中获悉，这充分体现出光热发电并非仅是国家单方面支持，而是国家、地方共同推进的理念。同样，刘晓冰也表示这将给予投机者一定的警醒作用。

价格太高，将加大国家补贴资金的压力，也容易导致市场一哄而上，造成投资浪费;价格太低，则无法调动投资者的积极性，光热产业难以形成规模效应，成本无法快速下降，最终影响产业发展。金建祥认为，上述规定很有必要，并体现了公平的，能督促示范项目尽快实施，避免出现列上名单后迟迟不实施，若干年后再来实施却依旧得享示范电价的尴尬局面。吴玉庭表示，未来随着光热发电市场的兴起，能够大幅降低成本。记者发现，《通知》对1.15元/千瓦时的标杆上网电价给予界定，仅适用于2018年12月31日以前全部投运的光热发电项目，且2019年以后国家将根据太阳能热发电产业发展状况、发电成本降低情况，适时完善太阳能热发电价格政策，逐步降低新建太阳能热发电价格水平。据金建祥测算，若电价为1.1元/千瓦时，IRR为7%。专家认为，《通知》内容简练、要点明确，体现出国家与地方政府共同推进、多措并举支持光热发电的发展思路，在细节设定上必要且公平。

电价政策向储能容量提要求记者发现，针对光热储能问题，国家能源局曾在2015年发布《太阳能热发电示范项目技术规范》(试行)，规定储热容量应满足短期云遮不停机，且保证汽轮机额定功率满发不少于1小时(槽式电站)或2小时(融盐塔式电站)。国家太阳能光热产业技术创新战略联盟秘书长刘晓冰认为，4小时刚好可以显示光热发电的延时供电能力，同时给业界一个最基本的电站能力建设标尺，为后期的大储热电站建设奠定基础。

目前，国有企业投资决策要求投资回报率(IRR)大于8%。一般而言，对于蓄能8小时、年发电量1.5亿千瓦时的50兆瓦光热电站而言，标杆电价增减5分钱会导致年利润相差750万元。

贷款利息高低对于度电成本影响巨大。虽然大多数企业申报电价为1.2元/千瓦时左右，但面对最终出台的价格，专家普遍认为，企业放弃示范项目的几率不大。

对此，业内专家普遍认为，电价高低没有统一标准，前后定价不同也谈不上孰对孰错。那么，这4小时是出于怎样的界定呢?它只是表明光热发电示范工程需配备相当的储能容量。此外，文件规定没有列入示范项目名单的项目，无法享受1.15元/千瓦时的电价，也不能列入补贴目录。比预期稍低的价格，可促进光热发电示范工程企业尽可能采用先进低成本的技术方案、国产设备及材料。

当电价为1.15元/千瓦时，IRR将大于8.5%，净资产收益率(ROE)也将提升3.8个百分点;此时若通过严格控制采购成本，实际投资比预算低5%，那么IRR仍将大于10%。而此次《通知》明确每千瓦时1.15元(含税)标杆上网电价，针对的是全国统一的太阳能热发电(含4小时以上储热功能)制定的。

电价高低没有统一标准《通知》最大的亮点在于明确了光热发电标杆上网电价为1.15元/千瓦时。传热与能源利用北京市重点实验室主任吴玉庭提出，国家规定4小时以上的储能，就是要明确一个态度：不配备相当储能容量的光热发电技术是国家不支持的。

吴玉庭表示，税收若能有免三、减三的政策，就可缩短投资回收期。电价设定截止期必要且公平在1.15元/千瓦时的电价下，业界如何化解尚处于示范阶段光热的风险呢?除了练好内功外，企业也可从《通知》中获得支持：鼓励地方相关部门对太阳能热发电企业采取税费减免、财政补贴、绿色信贷、土地优惠等措施，多措并举促进太阳能热发电产业发展。

对此，业界多数人均表示价格可以接受，但也纷纷好奇核定电价到底有没有一个确切的标准?记者了解发现，早在2014年9月，国家发展改革委便给予中控德令哈10兆瓦光热电站上网电价1.2元/千瓦时。为了更加深入、透彻地理解此次光热电价的政策内容，本报记者采访了光热领域的多位专家。对于80%的建设资金来源于银行贷款的光热项目，贷款利息降低两个百分点，则度电成本可降低一毛钱。因此，国家规定标杆上网电价的截止期是有道理的。

刘晓冰对此也表示赞同，这将为2019年制定国家十四五规划做参考。另外，浙江中控太阳能技术有限公司董事长金建祥表示，《通知》有利于经济性好的方案得到推广，也有利于光资源好的地区得到优先集中开发，便于建设西电东输通道，以减少弃光比例。

但也得警醒在阳光资源好的地方集中大规模开发光热发电项目，如果绿色能源的西电东输通道没有建设到位，将产生比光伏更高比例的弃光。国家要求在2018年底前完成示范项目建设，到2019年就可以根据建设成本、运行效益等情况来考虑未来的电价政策，这是一种理性又务实的做法。

9月1日，国家发展改革委发布《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》(以下简称《通知》)。可以说，这5分钱对于投资者是否投资光热起到了决定性作用。