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　　作為拜爾能源集團的副總裁，田大勇最近正在考慮在中國投資光伏電站的可能性，他的團隊正在多地進行調研。“作為具有國際資本背景的投建商，我們會有兩個層面的比較和考量，一個是將中國與日本和德國等國的投資環(huán)境進行橫向比較，同是一億歐元的投資，我們要尋找獲得更多更長久收益的地方進行投資，另一個則是考量國內的投資政策，是否有扎實的政策保障以及優(yōu)惠的貸款利率。”田大勇說。
　　他認為，12月19日國務院常務會議確定的光伏救市政策讓他看到了一種趨勢：政策制定者真正了解了這個行業(yè)，并且將政策的導向逐步與歐美等具有成熟經驗的國家進行接軌。
　　“特別是將根據成本變化合理調減上網電價和補貼標準，是整個救市政策的亮點，這說明政策開始意識到產業(yè)下游的重要性，并清晰了逐漸從"減少政府干預"過渡到市場決定價格和供需的思路。”田大勇稱。
　　不僅是投建商，上游光伏組件商也認為上述救市政策作用關鍵。
　　“政策刺激了下游的市場，無論是調整標桿電價還是改變補貼方式，都會帶動下游投資的積極性，同時也將帶動上游組件商的產品線運轉。”一位不愿具名的光伏上市企業(yè)相關負責人對本報記者表示。
　　廈門大學能源經濟研究中心主任林伯強也表示，雖然近來光伏市場多番呼吁救市，但是直接推出“頂層設計”進行救市對于新能源行業(yè)來說比較罕見，同時按照新政，以成本調減并分區(qū)域制定上網標桿電價，下一步光伏上網電價將有所上漲。

　　光伏“頂層設計”
　　對于光伏行業(yè)來說，市場冰火交融。
　　一方面，行業(yè)經營不斷“探底”。數據顯示，今年以來，包括億晶光電(600537)和天龍光電(300029)等光伏企業(yè)在內的25家光伏上市公司蒸發(fā)的流通總市值高達229億元，而且，自美國對中國光伏產品啟動雙反調查后，中國對美國光伏產品出口從今年1月的3.87億美元減少到8月的0.85億美元，下降八成。
　　不僅如此，中國光伏產業(yè)聯盟秘書長王勃華日前在國際太陽能研討會上透露，到目前為止，近90%的多晶硅企業(yè)已經停產，仍在生產的企業(yè)只有5家，但開機率也在下降；而且，目前中國半數以上的中小光伏電池組件企業(yè)已經停產，30%大幅減產，10%至20%小幅減產或努力維持，并已開始不同程度裁員。
　　據王勃華預計，今年，中國光伏產品出口額約為130億元，同比將下降40%以上。
　　就是由此，市場一直期冀救市的暖風來吹走低谷的寒意。
　　然而，救市的組合拳一直處于猶抱琵琶半遮面的狀態(tài)，雖然期間傳出《“十二五”太陽能發(fā)展規(guī)劃》將上調目標，并提高分布式發(fā)電補貼等利好消息，但始終沒有下文，而且，掣肘光伏發(fā)電的并網問題雖然推出了“免費并網”的電網承諾，但是仍沒能調動起行業(yè)的積極性。
　　正是此時，12月19日，國務院常務會議研究并確定了促進光伏產業(yè)健康發(fā)展的政策措施。會議認為，光伏產業(yè)主要問題是“產能嚴重過剩，市場過度依賴外需，企業(yè)普遍經營困難”，并由此制定“推進產業(yè)重組、降低發(fā)電成本”為思路的救市措施。
　　“在國務院常務會議層面專門就新能源行業(yè)進行政策研究并確定并不多見，這釋放了兩個信號，一個是光伏產業(yè)出現了"頂層設計"，一個是政府救市的方向變得明確。”林伯強表示。
　　總結來看，會議確定救市措施主要有五條，一是利用市場“倒逼機制”，鼓勵企業(yè)兼并重組，嚴格控制新上單純擴大產能的多晶硅、光伏電池及組件項目；二是加強光伏發(fā)電規(guī)劃與配套電網規(guī)劃的協調，建立簡捷高效的并網服務體系，對關鍵設備實行強制檢測認證制度；三是推進分布式光伏發(fā)電，鼓勵單位、社區(qū)和家庭安裝、使用光伏發(fā)電系統，并有序推進光伏電站建設。
　　特別地，第四條提出了電價和補貼的政策，將根據資源條件制定光伏電站分區(qū)域上網標桿電價，對分布式光伏發(fā)電實行按照電量補貼的政策，根據成本變化合理調減上網電價和補貼標準，與此同時，中央財政資金支持光伏發(fā)展的機制將有所完善，光伏電站項目將執(zhí)行與風電相同的增值稅優(yōu)惠政策。
　　第五條則提出了對政府本身的要求，“充分發(fā)揮市場機制作用，減少政府干預，禁止地方保護，完善電價定價機制和補貼效果考核機制，提高政策效應。”“從救市政策細節(jié)看，頂層設計的導向已經比較明確，一方面是要推動終端市場做大，另一方面是對地方政府提出減少干預和過度保護的要求，最后就是通過淘汰和重組解決產能過剩的困局。”林伯強表示。

　　能否救市？
　　政策的頂層設計已經到位，并明確了各有關部門要抓緊制定完善配套政策，確保落實到位的要求，但對于市場而言，能否刺激下游電站的投資者，并帶動上游產能的消化，以盤活整個光伏行業(yè)？
　　“單從五條措施，我們不認為它是利好，也不認為它是利空，我們看重的是后期的配套和政策落實。”田大勇表示，“我們一般有兩個指標參考，一個是投資收益率，一個是對市場長期發(fā)展前景的判斷，這其中就包括政策的保障度、政策的接續(xù)性和配套落實情況等。”田大勇說。
　　所謂投資收益率主要來自于價格。該次救市措施即明確了分區(qū)域制定上網標桿電價，并對分布式光伏發(fā)電實行電量補貼的政策。
　　目前，光伏上網標桿電價執(zhí)行的是去年8月1日國家發(fā)改委下發(fā)的《關于完善太陽能光伏發(fā)電上網電價政策的通知》，對非招標太陽能光伏發(fā)電項目實行全國統一的標桿上網電價，為1元/度。“1元/度的標桿電價，去除增值稅后只有0.8元/度左右，從目前的電站建設造價來看，0.8元/度的度電成本只能是微利，如果放在東部地區(qū)，肯定是虧本。”田大勇表示，“而這個微利空間還有兩個前提，一個是保證20年的政策不變，如果稍有變動，投資就會失敗，二是這個價格是按照當前市場低迷，組件價格低廉計算的，所以如果不變動標桿電價，對于投資者來說，中國市場沒有吸引力，因為資本都是逐利的。”
　　而年初工信部公布的《太陽能光伏產業(yè)“十二五”發(fā)展規(guī)劃》也從側面印證了田大勇的擔心，規(guī)劃稱，力爭到2015年光伏發(fā)電成本下降到0.8元/度。“要想刺激市場，標桿電價必須要調整，分區(qū)域進行標定更加合理，從目前的趨勢看，標桿電價以1元/度為平衡線劃分，西部地區(qū)標桿電價設定在0.9元左右比較合適，東部地區(qū)根據各省資源不同，在1.4元左右比較合適，這樣的價格有望刺激下游應用端的積極性。”林伯強表示。
　　田大勇則表示，“由于度電成本是隨土地和組件成本變動而不同，以后政策從嚴后，土地將不再免費，組件市場恢復正常后，度電成本肯定有所上漲，但從投資收益率來看，只要保證在15%左右，最低不能小于12%，對于投資者而言都是有吸引力的。”