记者 于华鹏 作为拜尔能源集团的副总裁，田大勇最近正在考虑在中国投资光伏电站的可能性，他的团队正在多地进行调研。“作为具有国际资本背景的投建商，我们会有两个层面的比较和考量，一个是将中国与日本和德国等国的投资环境进行横向比较，同是一亿欧元的投资，我们
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要寻找获得更多更长久收益的地方进行投资，另一个则是考量国内的投资政策，是否有扎实的政策保障以及优惠的贷款利率。”田大勇说。
他认为，12月19日国务院常务会议确定的光伏救市政策让他看到了一种趋势：政策制定者真正了解了这个行业，并且将政策的导向逐步与欧美等具有成熟经验的国家进行接轨。
“特别是将根据成本变化合理调减上网电价和补贴标准，是整个救市政策的亮点，这说明政策开始意识到产业下游的重要性，并清晰了逐渐从"减少政府干预"过渡到市场决定价格和供需的思路。”田大勇称。
不仅是投建商，上游光伏组件商也认为上述救市政策作用关键。
“政策刺激了下游的市场，无论是调整标杆电价还是改变补贴方式，都会带动下游投资的积极性，同时也将带动上游组件商的产品线运转。”一位不愿具名的光伏上市企业相关负责人对本报记者表示。
厦门大学能源经济研究中心主任林伯强也表示，虽然近来光伏市场多番呼吁救市，但是直接推出“顶层设计”进行救市对于新能源行业来说比较罕见，同时按照新政，以成本调减并分区域制定上网标杆电价，下一步光伏上网电价将有所上涨。
光伏“顶层设计”
对于光伏行业来说，市场冰火交融。
一方面，行业经营不断“探底”。数据显示，今年以来，包括
亿晶光电和
天龙光电等光伏企业在内的25家光伏上市公司蒸发的流通总市值高达229亿元，而且，自美国对中国光伏产品启动双反调查后，中国对美国光伏产品出口从今年1月的3.87亿美元减少到8月的0.85亿美元，下降八成。
不仅如此，中国光伏产业联盟秘书长王勃华日前在国际太阳能研讨会上透露，到目前为止，近90%的多晶硅企业已经停产，仍在生产的企业只有5家，但开机率也在下降；而且，目前中国半数以上的中小光伏电池组件企业已经停产，30%大幅减产，10%至20%小幅减产或努力维持，并已开始不同程度裁员。
据王勃华预计，今年，中国光伏产品出口额约为130亿元，同比将下降40%以上。
就是由此，市场一直期冀救市的暖风来吹走低谷的寒意。
然而，救市的组合拳一直处于犹抱琵琶半遮面的状态，虽然期间传出《“十二五”太阳能发展规划》将上调目标，并提高分布式发电补贴等利好消息，但始终没有下文，而且，掣肘光伏发电的并网问题虽然推出了“免费并网”的电网承诺，但是仍没能调动起行业的积极性。
正是此时，12月19日，国务院常务会议研究并确定了促进光伏产业健康发展的政策措施。会议认为，光伏产业主要问题是“产能严重过剩，市场过度依赖外需，企业普遍经营困难”，并由此制定“推进产业重组、降低发电成本”为思路的救市措施。
“在国务院常务会议层面专门就新能源行业进行政策研究并确定并不多见，这释放了两个信号，一个是光伏产业出现了"顶层设计"，一个是政府救市的方向变得明确。”林伯强表示。
总结来看，会议确定救市措施主要有五条，一是利用市场“倒逼机制”，鼓励企业兼并重组，严格控制新上单纯扩大产能的多晶硅、光伏电池及组件项目；二是加强光伏发电规划与配套电网规划的协调，建立简捷高效的并网服务体系，对关键设备实行强制检测认证制度；三是推进分布式光伏发电，鼓励单位、社区和家庭安装、使用光伏发电系统，并有序推进光伏电站建设。
特别地，第四条提出了电价和补贴的政策，将根据资源条件制定光伏电站分区域上网标杆电价，对分布式光伏发电实行按照电量补贴的政策，根据成本变化合理调减上网电价和补贴标准，与此同时，中央财政资金支持光伏发展的机制将有所完善，光伏电站项目将执行与风电相同的增值税优惠政策。
第五条则提出了对政府本身的要求，“充分发挥市场机制作用，减少政府干预，禁止地方保护，完善电价定价机制和补贴效果考核机制，提高政策效应。”“从救市政策细节看，顶层设计的导向已经比较明确，一方面是要推动终端市场做大，另一方面是对地方政府提出减少干预和过度保护的要求，最后就是通过淘汰和重组解决产能过剩的困局。”林伯强表示。
能否救市？
政策的顶层设计已经到位，并明确了各有关部门要抓紧制定完善配套政策，确保落实到位的要求，但对于市场而言，能否刺激下游电站的投资者，并带动上游产能的消化，以盘活整个光伏行业？
“单从五条措施，我们不认为它是利好，也不认为它是利空，我们看重的是后期的配套和政策落实。”田大勇表示，“我们一般有两个指标参考，一个是投资收益率，一个是对市场长期发展前景的判断，这其中就包括政策的保障度、政策的接续性和配套落实情况等。”田大勇说。
所谓投资收益率主要来自于价格。该次救市措施即明确了分区域制定上网标杆电价，并对分布式光伏发电实行电量补贴的政策。
目前，光伏上网标杆电价执行的是去年8月1日国家发改委下发的《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》，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，为1元/度。“1元/度的标杆电价，去除增值税后只有0.8元/度左右，从目前的电站建设造价来看，0.8元/度的度电成本只能是微利，如果放在东部地区，肯定是亏本。”田大勇表示，“而这个微利空间还有两个前提，一个是保证20年的政策不变，如果稍有变动，投资就会失败，二是这个价格是按照当前市场低迷，组件价格低廉计算的，所以如果不变动标杆电价，对于投资者来说，中国市场没有吸引力，因为资本都是逐利的。”
而年初工信部公布的《太阳能光伏产业“十二五”发展规划》也从侧面印证了田大勇的担心，规划称，力争到2015年光伏发电成本下降到0.8元/度。“要想刺激市场，标杆电价必须要调整，分区域进行标定更加合理，从目前的趋势看，标杆电价以1元/度为平衡线划分，西部地区标杆电价设定在0.9元左右比较合适，东部地区根据各省资源不同，在1.4元左右比较合适，这样的价格有望刺激下游应用端的积极性。”林伯强表示。
田大勇则表示，“由于度电成本是随土地和组件成本变动而不同，以后政策从严后，土地将不再免费，组件市场恢复正常后，度电成本肯定有所上涨，但从投资收益率来看，只要保证在15%左右，最低不能小于12%，对于投资者而言都是有吸引力的。”
作者：于华鹏
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