乍看标题，也许有人会认为笔者这是危言耸听。不过，当你去和做光伏电站的“老人”们聊过之后，也许就不这么认为了。
地面大型电站和屋顶分布式光伏系统，是目前光伏并网电站最主要的两种应用形式。
在我国，大型地面光伏电站采用的是固定电价(2011 年是1.15 元/度，2012 年至今是1 元/度)，但由于主要在西部建设，电网消纳时遇到了和风电同样的限发问题，导致其收益存在很大的不确定性，因此银行和保险难以介入。因此，西部光伏电站的投资者，以能够拿到银行贷款且有一定抗风险能力的国企为主。但随着建设的深入，国企也逐渐意识到了投资回报的风险，开始减少西部光伏电站的投资，相比2011 年，2012年西部光伏电站的投资建设热情已明显有所降低。
与西部相比，由于电网消纳能力较强，因此东部光伏电站很少遇到限发问题，但东部地区光照资源与西部相比有较大的差距，其发电能力差了很多。举例来说，格尔木地区每千瓦光伏装机每年最多可发电1900 度，内蒙古大多数地区同样装机的年发电也可达1500 度以上，而东部光照资源较好的山东，每千瓦装机的年发电量最多也只有1350 度左右。因此，目前东部地区执行和西部一样的1 元/度的固定电价，在东部大部分地区都很难获得合理收益，因此投资者寥寥。只有山东和江苏之前出台的1.25-1.3 元/度的电价具有一定的合理性，因此申报者较为踊跃，但是地方政府对总容量进行了限制。这也是目前东部光伏电站投资中大多数企业更愿意选择申报金太阳和住建部光伏建筑一体化(简称：金屋顶)补贴的原因，因为有了政府的先期补贴，企业实际的初投资只占项目总投资的30%左右，甚至更低，其投资压力相对小得多。
但金太阳和金屋顶项目由于需要将电力卖给用户，因此不光需要有足够的屋顶，还需要业主有足够大的持续性负载，最好周六、日都不休息。否则，用户用不掉的电，要么浪费掉，要么再装一套升压站卖给电网(按照脱硫电价)。这对投资者的要求更高，符合投资要求的屋顶也很难找到，即使找到了合适的屋顶，由于业主的电费结算、业主用电持续性都存在很大变数，导致财务模型无法固定，因此金融和保险机构也无法介入。另外，由于初装补贴项目是全国统一审批，导致不少项目纯粹为了拿补贴而申报，加上数量有限，最后形成有好屋顶的拿不到补贴、拿到补贴的找不到合适屋顶的局面。目前市场上金太阳项目转让成风，就充分说明了这点。绿色电力网联合南通四建推出的“光伏屋顶保障计划”，也正是想解决这部分金太阳项目的实施问题。
由于存在着以上问题，金太阳和金屋顶在项目落实、建设质量、运营效果方面都难以得到有效保证。投资者的信心也容易受到打击，很可能采用近乎极端的成本节约战略，比如将自有资金投入比例降低到微乎其微的地步。这最终将导致大量的初装补贴项目面临“晒太阳”(指光伏电站被限制或未能正常发电)的悲惨境遇。
作为光伏屋顶计划的先导，金太阳和金屋顶政策已然完成其历史使命，市场化是光伏必须要走的路。而光伏电站作为发电厂这一基本属性，决定了其具有低收益和长期回报的特性，相较于其他投资而言，光伏电站投资具有资本密集和收益稳定两大特点，也正是因为其收益稳定，才容易获得大资本的亲睐。正如巴菲特的投资理念：不求一夜暴富，但求稳定回报。
据笔者了解，目前市场上有几类投资者对于光伏投资存在着兴趣：一是稳定收益型基金；二是银行；三是现金流充裕的企业；四是有足够银行授信额度的企业；五是个人投资者。
只要光伏电站的投资收益率明显高于银行的贷款利率，将会有大量的资本进入光伏电站投资这一领域。按照笔者大致的了解，如果其稳定收益率达到10%，至少有几百亿资金很快会进入，这还不包括可获得的银行贷款部分。如果可以解决保险和贷款，总资金规模足以投资几十吉瓦的光伏电站。但前提是，要解决好光伏电站投资收益的稳定性这一基本要求。
光伏电站的稳定的收益保障，主要取决于发电量和电费收益的稳定性，其模式可以从后往前进行逐级推导。
首先，投资者关注的是自有资金收益率(也叫内部收益率)。如果利用银行杠杆，其内部收益达到10%是很容易实现的，因为银行商业贷款的利率只有7%左右，因此只要项目的稳定收益率达到8%左右，就可以实现内部收益率10%的回报(按照70%贷款比例计算)；
其次，银行愿意贷款给光伏电站项目。对于银行而言，发放贷款的前提，是项目的风险可控。对光伏电站来说，这就需要其项目投资的不确定性因素更少，包括购买相应的保险、固定的电价和发电量的电费收缴等。
再者，光伏项目需要购买保险，进行投资风险的部分转嫁。这需要由保险公司根据风险评估设计保险产品，这个过程中也需要其他产品供应商、系统集成商和运维服务单位提供一定的产品质保或发电量担保。评估内容包括：各类设备、材料的品牌和供应企业；设计单位资质；系统集成商过往资质；运维单位资质；屋顶结构评估；未来光伏电站被遮挡的可能性；屋顶光伏电站产权对于房屋业权转让限制；各项审批手续合法性；系统实际发电能力评估(根据已有的第三方发电数据)；售电价格是否固定(可允许上涨，不能有预期下跌)；电费收取的稳定性。同时，预提电站的维修基金也是一件必须要做的事。
而只有采用固定电价，光伏电站的售电价格才可以稳定。当然，随着未来脱硫电价的上涨和电力交易市场的发展(国家十二五规划已经明确要建立电力交易市场)，收益率有可能会进一步提升。电费也只有和电网公司统一结算，其电费收取才能有所保障。但只有解决了以上这些问题，投资者的投资收益才有保障，也才可能放心大胆地投资。对于即将在东部地区展开的分布式光伏应用推广而言，上述问题更是亟待解决。
中国政府承诺要在2015 年完成35GW 的光伏总装机，如果不采用这种固定电价模式(不同地区根据光照资源相应划分度电价格)，目前来看，恐怕很难完成任务。
因此，笔者建议，未来(2014 年或2015 年)在固定电价基础上，根据屋顶电站装机容量不同，划分出相应的电价，因为大屋顶毕竟是有限的，而且不同大小电站的实施成本是不一样的，同时也可以起到鼓励中小投资者参与到光伏电站投资的浪潮中来，为节能减排做出相应的贡献！
地面大型电站和屋顶分布式光伏系统，是目前光伏并网电站最主要的两种应用形式。
在我国，大型地面光伏电站采用的是固定电价(2011 年是1.15 元/度，2012 年至今是1 元/度)，但由于主要在西部建设，电网消纳时遇到了和风电同样的限发问题，导致其收益存在很大的不确定性，因此银行和保险难以介入。因此，西部光伏电站的投资者，以能够拿到银行贷款且有一定抗风险能力的国企为主。但随着建设的深入，国企也逐渐意识到了投资回报的风险，开始减少西部光伏电站的投资，相比2011 年，2012年西部光伏电站的投资建设热情已明显有所降低。
与西部相比，由于电网消纳能力较强，因此东部光伏电站很少遇到限发问题，但东部地区光照资源与西部相比有较大的差距，其发电能力差了很多。举例来说，格尔木地区每千瓦光伏装机每年最多可发电1900 度，内蒙古大多数地区同样装机的年发电也可达1500 度以上，而东部光照资源较好的山东，每千瓦装机的年发电量最多也只有1350 度左右。因此，目前东部地区执行和西部一样的1 元/度的固定电价，在东部大部分地区都很难获得合理收益，因此投资者寥寥。只有山东和江苏之前出台的1.25-1.3 元/度的电价具有一定的合理性，因此申报者较为踊跃，但是地方政府对总容量进行了限制。这也是目前东部光伏电站投资中大多数企业更愿意选择申报金太阳和住建部光伏建筑一体化(简称：金屋顶)补贴的原因，因为有了政府的先期补贴，企业实际的初投资只占项目总投资的30%左右，甚至更低，其投资压力相对小得多。
但金太阳和金屋顶项目由于需要将电力卖给用户，因此不光需要有足够的屋顶，还需要业主有足够大的持续性负载，最好周六、日都不休息。否则，用户用不掉的电，要么浪费掉，要么再装一套升压站卖给电网(按照脱硫电价)。这对投资者的要求更高，符合投资要求的屋顶也很难找到，即使找到了合适的屋顶，由于业主的电费结算、业主用电持续性都存在很大变数，导致财务模型无法固定，因此金融和保险机构也无法介入。另外，由于初装补贴项目是全国统一审批，导致不少项目纯粹为了拿补贴而申报，加上数量有限，最后形成有好屋顶的拿不到补贴、拿到补贴的找不到合适屋顶的局面。目前市场上金太阳项目转让成风，就充分说明了这点。绿色电力网联合南通四建推出的“光伏屋顶保障计划”，也正是想解决这部分金太阳项目的实施问题。
由于存在着以上问题，金太阳和金屋顶在项目落实、建设质量、运营效果方面都难以得到有效保证。投资者的信心也容易受到打击，很可能采用近乎极端的成本节约战略，比如将自有资金投入比例降低到微乎其微的地步。这最终将导致大量的初装补贴项目面临“晒太阳”(指光伏电站被限制或未能正常发电)的悲惨境遇。
作为光伏屋顶计划的先导，金太阳和金屋顶政策已然完成其历史使命，市场化是光伏必须要走的路。而光伏电站作为发电厂这一基本属性，决定了其具有低收益和长期回报的特性，相较于其他投资而言，光伏电站投资具有资本密集和收益稳定两大特点，也正是因为其收益稳定，才容易获得大资本的亲睐。正如巴菲特的投资理念：不求一夜暴富，但求稳定回报。
据笔者了解，目前市场上有几类投资者对于光伏投资存在着兴趣：一是稳定收益型基金；二是银行；三是现金流充裕的企业；四是有足够银行授信额度的企业；五是个人投资者。
只要光伏电站的投资收益率明显高于银行的贷款利率，将会有大量的资本进入光伏电站投资这一领域。按照笔者大致的了解，如果其稳定收益率达到10%，至少有几百亿资金很快会进入，这还不包括可获得的银行贷款部分。如果可以解决保险和贷款，总资金规模足以投资几十吉瓦的光伏电站。但前提是，要解决好光伏电站投资收益的稳定性这一基本要求。
光伏电站的稳定的收益保障，主要取决于发电量和电费收益的稳定性，其模式可以从后往前进行逐级推导。
首先，投资者关注的是自有资金收益率(也叫内部收益率)。如果利用银行杠杆，其内部收益达到10%是很容易实现的，因为银行商业贷款的利率只有7%左右，因此只要项目的稳定收益率达到8%左右，就可以实现内部收益率10%的回报(按照70%贷款比例计算)；
其次，银行愿意贷款给光伏电站项目。对于银行而言，发放贷款的前提，是项目的风险可控。对光伏电站来说，这就需要其项目投资的不确定性因素更少，包括购买相应的保险、固定的电价和发电量的电费收缴等。
再者，光伏项目需要购买保险，进行投资风险的部分转嫁。这需要由保险公司根据风险评估设计保险产品，这个过程中也需要其他产品供应商、系统集成商和运维服务单位提供一定的产品质保或发电量担保。评估内容包括：各类设备、材料的品牌和供应企业；设计单位资质；系统集成商过往资质；运维单位资质；屋顶结构评估；未来光伏电站被遮挡的可能性；屋顶光伏电站产权对于房屋业权转让限制；各项审批手续合法性；系统实际发电能力评估(根据已有的第三方发电数据)；售电价格是否固定(可允许上涨，不能有预期下跌)；电费收取的稳定性。同时，预提电站的维修基金也是一件必须要做的事。
而只有采用固定电价，光伏电站的售电价格才可以稳定。当然，随着未来脱硫电价的上涨和电力交易市场的发展(国家十二五规划已经明确要建立电力交易市场)，收益率有可能会进一步提升。电费也只有和电网公司统一结算，其电费收取才能有所保障。但只有解决了以上这些问题，投资者的投资收益才有保障，也才可能放心大胆地投资。对于即将在东部地区展开的分布式光伏应用推广而言，上述问题更是亟待解决。
中国政府承诺要在2015 年完成35GW 的光伏总装机，如果不采用这种固定电价模式(不同地区根据光照资源相应划分度电价格)，目前来看，恐怕很难完成任务。
因此，笔者建议，未来(2014 年或2015 年)在固定电价基础上，根据屋顶电站装机容量不同，划分出相应的电价，因为大屋顶毕竟是有限的，而且不同大小电站的实施成本是不一样的，同时也可以起到鼓励中小投资者参与到光伏电站投资的浪潮中来，为节能减排做出相应的贡献！
