近日，國家發改委正式明確光伏上網標桿電價：7月1日前核準建設且12月31日前建成投產的光伏發電項目，上網電價統一核定為每度含稅1.15元；7月1日以后核準以及7月1日之前核準12月31日仍未建成投產的光伏發電項目，除西藏外，其余區域上網電價均按每千瓦時1元執行。
對于此次上網標桿電價的出臺，幾乎所有的研究機構在評價時都使用了“里程碑”、“標志性”等評語，并預計這將成為國內光伏市場迎來爆發式增長的導火索。大同證券表示，目前我國對光伏發電行業的扶持政策，主要包括金太陽工程示范項目和光伏發電特許權招標項目，但由于相關政策存在“重建不重用”、且可操作性不強等缺陷，因此，國內光伏發電市場一直未能真正啟動，使得我國雖是光伏生產大國，卻一直不是光伏市場大國。
實踐證明，對于技術不成熟、成本較高的新興產業而言，政府制定合理的標桿定價往往是最有效政策手段。從行業對比看，2009年我國推出了風電上網標桿電價，當年風電新增裝機容量增長達120%，遠超2008年90%的增速。而跨國對比可以發現，德國、西班牙、意大利等光伏市場開始爆發，也是在上網電價法出臺以后。例如，2000年德國推出的EEG法案，奠定了德國在光伏市場的龍頭地位；2007年，西班牙政府頒布RD661/2007后，2008年西班牙光伏市場迎來了“井噴式”增長。因此，業內人士認為，政府制定標桿電價將成為國內光伏發展新的起點，標志著中國光伏市場真正進入到啟動階段。
而對于光伏補貼的可持續性，長江證券表示，光伏補貼并非高不可攀，2011-2013年光伏所需的財政支出與2008-2010年風能基本相近，在20億-70億元之間。更關鍵的是，地方財政并非不堪重負。長江證券表示，此次光伏上網是全國性的，國家財政會承擔大頭，而且就算地方財政完全負擔，2GW全部并網所需要的支出占西部六省區支出的0.3%，6GW全部并網占比約為0.8%。同時，光伏上網電價高于當地脫硫燃煤機組標桿電價部分，也可以通過征收的電力附加及可再生發電配額交易來消化。
業內人士普遍預期，市場啟動將從太陽能豐富的地區開始，例如日照時間在3000小時或以上，有效發電小時達到1500小時左右的西藏、青海、新疆、內蒙古等地區。同時，根據宏源證券的估算，在1800有效利用小時數的地區，1.15元/度的電價對應內部收益率是9.84%，已經具有很大的吸引力，而1元/度對應的內部收益率是7.44%，相比今年的下降幅度不小，因此為了趕上高電價補貼，這些區域在未來三個月可能出現一波搶裝潮。
業內人士表示，隨著歐洲需求復蘇，新興市場啟動，下半年光伏市場整體環境要好于上半年，而國內市場的啟動能夠真正解決目前光伏產業兩頭在外的窘境，行業整體值得看好。就個股而言，海通集團、超日太陽、東方日升、新大新材等比較受到機構青睞。
