航天機電兩度在上海產權交易所掛牌轉讓兩家光伏電站股權，然而4個月之后仍然沒有找到接盤方。近日，該消息爆出并引發了業內對光伏產業下游電站交易情況的關注。

最近，有關光伏電站“建設易，轉讓難”的問題正逐漸暴露。由于電站建設和交易的活躍度直接影響電站開發商的資金鏈以及上游電池、組件的銷售，進而傳導至全產業鏈，因此一旦電站難以出手，就會對開發商現金流帶來較大壓力，成為隱患。為此，記者采訪多位業內人士，試圖了解電站“建設易，轉讓難”的真實情況、背后的癥結、可能的解決之道以及產業中上游情況。

電站評級標準亟待出臺

由于上游產能嚴重過剩，為尋找產業出路，眾多光伏企業紛紛在終端應用市場攻城略地，在去年國家一系列產業政策支持下，國內光伏裝機量也隨之快速增長，并以此帶動了電池、組件的銷售，去年四季度以來相關產品量價齊升。統計數據顯示，國內新增裝機從2012年近3.5GW增長至2013年預計約10GW，2013年底中國累計光伏裝機預計將達到16.5GW，其中分布式光伏項目為5.7GW，光伏電站約10.8GW。

中國光伏發電裝機分布在30個盛直轄市、自治區，累計裝機容量排在前五位的省級地區依次為青海、甘肅、新疆、寧夏、內蒙。其中，青海光伏發電累計裝機約占全國光伏發電累計裝機的19%。

但是，“由于西部電網建設沒趕上光伏電站的建設速度，電站建成后限電情況比較普遍。”一位近期實地走訪西部電站的調研人士向記者表示。

迅速膨脹的光伏電站投入與當地電力消納能力相矛盾，而在西電東輸的特高壓直流電工程設施建設尚未到位的情況下，不少電站在建成后卻無法保證正常穩定的運行。

國家能源局今年的光伏發電新增裝機目標為14GW，其中地面電站6GW(原為4GW，后有所調整)，分布式電站8GW。以甘肅省為例，甘肅去年新增裝機2.4GW，主要是大型電站，而今年地面電站配額僅500MW。這個比例可謂意料之外，情理之中。

“開發商比較傾向于建設大型集中式地面電站，而剛好西部土地和光照資源都比較豐富。”國觀智庫能源事業部總監李月介紹，“電網消納能力限制以及地面電站配額降低在各國光伏市場發展過程中都或多或少會遇到，是必然的趨勢。”

盡管電站EPC環節可以獲得至少10%的內部收益率，但對于建設方來說，資金占用壓力較大，一旦電站轉為企業資產，則當期財報就會“非常難看”。業內人士透露，事實上，目前西部電站交易除建設前已達成購買的協議的，其余的交易只有零星幾個。

據Solar PV Investor中國區總監蔡篤慰介紹，目前國內光伏電站交易市場的操作方式主要有三種。“第一種以招商新能源為例，牽頭旗下企業聯合光伏，與電站建設商簽訂協議，購進并網電站，并由招商新能源對電站作出評估，再出售給下一位買家，這種模式下，電站購買者會比較放心；第二種，以順風光電與海潤光伏的合作方式為例，后者是前者的EPC電站承包商，順風光電自持電站，獲取穩定收益；第三種，以愛康科技為例直接購進完整并網電站。”

蔡篤慰表示，一個很重要的信號是，光伏電站的買賣交易絕大部分仍在“圈內”進行，缺乏行業外單純投資資金流入。而只有當買家向行業外延伸，整個市場才會變得更開放。

究其原因，“中國光伏電站所使用的組件沒有相應的保險，未到使用年限即需更換等等質量問題屢見報端，電站很少有第三方質量認證。站在投資方角度，開發商成為電站效益的唯一信息來源，信息過于缺乏。另一方面，由于大型電站并網或限電問題，造成未來收益存在較大不確定性。在缺乏第三方信用背書的情況下，投資者接盤意愿不足。因此，電站交易流動性缺乏，即便是中東部電站也如此。”李月說。

李月介紹，在歐美等國，大型集中式地面電站會由養老金或基礎設施建設基金等長期投資機構接盤，這些長期投資機構必然對電站20~25年的質保有嚴格的要求。

而據了解，目前中國本土尚無專業且有足夠實力的光伏電站評估及擔保機構。多位業內人士認為，只有以某種統一公認的標準對光伏電站作出質量評估和投資評級，使光伏電站成為國內外資金被授權允許進入的投資標的時，潛在的買方市場才有可能打開。

分布式開發尚待破題

相對地面電站來說，分布式電站得到了更多的政策支持。但是直到目前為止，業內普遍對2014年國家能源局8GW的分布式電站裝機目標持悲觀態度。

據江蘇可再生能源行業協會光伏專委會副主任朱俊鵬介紹，2013年江蘇光伏發電累計裝機1GW左右，新增裝機470MW，其中分布式電站占比較大，今年國家能源局下達給江蘇的新增裝機指標為1.2GW，其中地面電站200MW，分布式電站1GW。

中東部地區是分布式電站的主推市場，然而朱俊鵬介紹，盡管自去年下半年以來，政策暖風頻吹，但到目前為止，作為風向標的18個分布式光伏電站示范區過半數都沒有實質性進展。

中國可再生能源學會光伏專業委秘書長吳達成介紹，分布式光伏的經濟效益即盈利能力主要取決于三個方面。一是當地的太陽能資源情況；第二是取決于系統的建設情況，比如建設成本能否有效控制、系統是否能長期可靠運行來獲取光伏電量等；第三是取決于當地電網的電價水平。不同地區和用戶所執行的電價有所差異，若用戶電價較高，光伏發電節約的電費就越多，經濟效益也就越好；若果電費本身很低，收益相對來說就較差。投資回收期的計算也因此有所不同。

根據國家補貼對分布式光伏發電實施全電量補貼政策，補貼價格為0.42元／千瓦時，通過可再生能源發展基金予以支付，補貼資金通過電網企業轉付給分布式光伏發電項目單位。除此之外，各省級政府也出臺了不同幅度的地方補貼政策。

據了解，分布式光伏發電的用電成本約為0.7元/千瓦時，此外還享受多級政府補貼，相對于目前的居民或工商業傳統用電價格具有相當吸引力。而除自用外，余電還可上網出售給電網公司。目前分布式光伏系統價格約為8元/瓦，5KW左右的屋頂光伏系統，根據不同的廠家，價格在3萬~5萬元不等。普通家庭安裝分布式光伏的成本回收期需要大約10年，而在現行的補貼政策下，企業僅需5~6年就可回收成本。

朱駿鵬介紹，“分布式電站體量小，屋頂電站是主流形式，然而屋頂確權、面積、載荷問題，電費收取，與用戶端電價談判等等都對開發商的項目運作提出要求，在同等的總量裝機容量下，分布式電站由于單體規模小，需要企業投入的人力與物力要遠超于大型地面電站。”

對此，李月認為，分布式電站的開發運營商必須具備滾動的商業開發模式，分布式電站在開發市場上并不受歡迎，并非收益率不夠吸引人，而是融資問題。企業無法依靠電站本身及未來預期現金流實現融資。

據了解，以國外較常見的融資方式舉例，開發商只需按一定比例出資，其中可引入風投等資金，再憑開發許可以及購電協議向金融機構融資，以項目產權及未來收益權作為擔?；虻盅?，并且能夠保證電站質量。業主無需支付初始安裝費用，但必須“貢獻”屋頂并按時交納電費。融資模式創新或許能帶來開發商與業主的雙贏局面，以此激發市除極性。

采訪中，李月還表示，地面電站配額逐年下降是全球趨勢，電網能夠容納的地面電站幾乎都被開發殆盡，分布式電站或將會成為主流。因此，一旦融資瓶頸打開，一些起步早的企業先發優勢就會很明顯，目前美國風頭正勁的分布式電站開發商solar city等便是先例。

業內人士認為，分布式電站相較大型地面電站而言，更有可能脫離政府扶持，早日實現市朝。原因是，分布式發電成本相對于用戶用電成本是有競爭力的。隨著傳統能源用電的環保、資源和人力成本逐漸攀升，分布式光伏發電技術進步，這一優勢會日益明顯。這一點從早已實現平價上網的歐洲國家便可窺一二。