航天机电两度在上海产权交易所挂牌转让两家光伏电站股权，然而4个月之后仍然没有找到接盘方。近日，该消息爆出并引发了业内对光伏产业下游电站交易情况的关注。
最近，有关光伏电站“建设易，转让难”的问题正逐渐暴露。由于电站建设和交易的活跃度直接影响电站开发商的资金链以及上游电池、组件的销售，进而传导至全产业链，因此一旦电站难以出手，就会对开发商现金流带来较大压力，成为隐患。为此，记者采访多位业内人士，试图了解电站“建设易，转让难”的真实情况、背后的症结、可能的解决之道以及产业中上游情况。
电站评级标准亟待出台
由于上游产能严重过剩，为寻找产业出路，众多光伏企业纷纷在终端应用市场攻城略地，在去年国家一系列产业政策支持下，国内光伏装机量也随之快速增长，并以此带动了电池、组件的销售，去年四季度以来相关产品量价齐升。统计数据显示，国内新增装机从2012年近3.5GW增长至2013年预计约10GW，2013年底中国累计光伏装机预计将达到16.5GW，其中分布式光伏项目为5.7GW，光伏电站约10.8GW。
中国光伏发电装机分布在30个省、直辖市、自治区，累计装机容量排在前五位的省级地区依次为青海、甘肃、新疆、宁夏、内蒙。其中，青海光伏发电累计装机约占全国光伏发电累计装机的19%。
但是，“由于西部电网建设没赶上光伏电站的建设速度，电站建成后限电情况比较普遍。”一位近期实地走访西部电站的调研人士向记者表示。
迅速膨胀的光伏电站投入与当地电力消纳能力相矛盾，而在西电东输的特高压直流电工程设施建设尚未到位的情况下，不少电站在建成后却无法保证正常稳定的运行。
国家能源局今年的光伏发电新增装机目标为14GW，其中地面电站6GW（原为4GW，后有所调整），分布式电站8GW。以甘肃省为例，甘肃去年新增装机2.4GW，主要是大型电站，而今年地面电站配额仅500MW。这个比例可谓意料之外，情理之中。
“开发商比较倾向于建设大型集中式地面电站，而刚好西部土地和光照资源都比较丰富。”国观智库能源事业部总监李月介绍，“电网消纳能力限制以及地面电站配额降低在各国光伏市场发展过程中都或多或少会遇到，是必然的趋势。”
尽管电站EPC环节可以获得至少10%的内部收益率，但对于建设方来说，资金占用压力较大，一旦电站转为企业资产，则当期财报就会“非常难看”。业内人士透露，事实上，目前西部电站交易除建设前已达成购买的协议的，其余的交易只有零星几个。
据Solar PV Investor中国区总监蔡笃慰介绍，目前国内光伏电站交易市场的操作方式主要有三种。“第一种以招商新能源为例，牵头旗下企业联合光伏，与电站建设商签订协议，购进并网电站，并由招商新能源对电站作出评估，再出售给下一位买家，这种模式下，电站购买者会比较放心；第二种，以顺风光电与海润光伏(行情,问诊)的合作方式为例，后者是前者的EPC电站承包商，顺风光电自持电站，获取稳定收益；第三种，以爱康科技(行情,问诊)为例直接购进完整并网电站。”
蔡笃慰表示，一个很重要的信号是，光伏电站的买卖交易绝大部分仍在“圈内”进行，缺乏行业外单纯投资资金流入。而只有当买家向行业外延伸，整个市场才会变得更开放。
究其原因，“中国光伏电站所使用的组件没有相应的保险，未到使用年限即需更换等等质量问题屡见报端，电站很少有第三方质量认证。站在投资方角度，开发商成为电站效益的唯一信息来源，信息过于缺乏。另一方面，由于大型电站并网或限电问题，造成未来收益存在较大不确定性。在缺乏第三方信用背书的情况下，投资者接盘意愿不足。因此，电站交易流动性缺乏，即便是中东部电站也如此。”李月说。
李月介绍，在欧美等国，大型集中式地面电站会由养老金或基础设施建设基金等长期投资机构接盘，这些长期投资机构必然对电站20~25年的质保有严格的要求。
而据了解，目前中国本土尚无专业且有足够实力的光伏电站评估及担保机构。多位业内人士认为，只有以某种统一公认的标准对光伏电站作出质量评估和投资评级，使光伏电站成为国内外资金被授权允许进入的投资标的时，潜在的买方市场才有可能打开。
分布式开发尚待破题
相对地面电站来说，分布式电站得到了更多的政策支持。但是直到目前为止，业内普遍对2014年国家能源局8GW的分布式电站装机目标持悲观态度。
据江苏可再生能源行业协会光伏专委会副主任朱俊鹏介绍，2013年江苏光伏发电累计装机1GW左右，新增装机470MW，其中分布式电站占比较大，今年国家能源局下达给江苏的新增装机指标为1.2GW，其中地面电站200MW，分布式电站1GW。
中东部地区是分布式电站的主推市场，然而朱俊鹏介绍，尽管自去年下半年以来，政策暖风频吹，但到目前为止，作为风向标的18个分布式光伏电站示范区过半数都没有实质性进展。
中国可再生能源学会光伏专业委秘书长吴达成介绍，分布式光伏的经济效益即盈利能力主要取决于三个方面。一是当地的太阳能资源情况；第二是取决于系统的建设情况，比如建设成本能否有效控制、系统是否能长期可靠运行来获取光伏电量等；第三是取决于当地电网的电价水平。不同地区和用户所执行的电价有所差异，若用户电价较高，光伏发电节约的电费就越多，经济效益也就越好；若果电费本身很低，收益相对来说就较差。投资回收期的计算也因此有所不同。
根据国家补贴对分布式光伏发电实施全电量补贴政策，补贴价格为0.42元／千瓦时，通过可再生能源发展基金予以支付，补贴资金通过电网企业转付给分布式光伏发电项目单位。除此之外，各省级政府也出台了不同幅度的地方补贴政策。
据了解，分布式光伏发电的用电成本约为0.7元/千瓦时，此外还享受多级政府补贴，相对于目前的居民或工商业传统用电价格具有相当吸引力。而除自用外，余电还可上网出售给电网公司。目前分布式光伏系统价格约为8元/瓦，5KW左右的屋顶光伏系统，根据不同的厂家，价格在3万~5万元不等。普通家庭安装分布式光伏的成本回收期需要大约10年，而在现行的补贴政策下，企业仅需5~6年就可回收成本。
朱骏鹏介绍，“分布式电站体量小，屋顶电站是主流形式，然而屋顶确权、面积、载荷问题，电费收取，与用户端电价谈判等等都对开发商的项目运作提出要求，在同等的总量装机容量下，分布式电站由于单体规模小，需要企业投入的人力与物力要远超于大型地面电站。”
对此，李月认为，分布式电站的开发运营商必须具备滚动的商业开发模式，分布式电站在开发市场上并不受欢迎，并非收益率不够吸引人，而是融资问题。企业无法依靠电站本身及未来预期现金流实现融资。
据了解，以国外较常见的融资方式举例，开发商只需按一定比例出资，其中可引入风投等资金，再凭开发许可以及购电协议向金融机构融资，以项目产权及未来收益权作为担保或抵押，并且能够保证电站质量。业主无需支付初始安装费用，但必须“贡献”屋顶并按时交纳电费。融资模式创新或许能带来开发商与业主的双赢局面，以此激发市场积极性。
采访中，李月还表示，地面电站配额逐年下降是全球趋势，电网能够容纳的地面电站几乎都被开发殆尽，分布式电站或将会成为主流。因此，一旦融资瓶颈打开，一些起步早的企业先发优势就会很明显，目前美国风头正劲的分布式电站开发商solar city等便是先例。
业内人士认为，分布式电站相较大型地面电站而言，更有可能脱离政府扶持，早日实现市场化。原因是，分布式发电成本相对于用户用电成本是有竞争力的。随着传统能源用电的环保、资源和人力成本逐渐攀升，分布式光伏发电技术进步，这一优势会日益明显。这一点从早已实现平价上网的欧洲国家便可窥一二。
最近，有关光伏电站“建设易，转让难”的问题正逐渐暴露。由于电站建设和交易的活跃度直接影响电站开发商的资金链以及上游电池、组件的销售，进而传导至全产业链，因此一旦电站难以出手，就会对开发商现金流带来较大压力，成为隐患。为此，记者采访多位业内人士，试图了解电站“建设易，转让难”的真实情况、背后的症结、可能的解决之道以及产业中上游情况。
电站评级标准亟待出台
由于上游产能严重过剩，为寻找产业出路，众多光伏企业纷纷在终端应用市场攻城略地，在去年国家一系列产业政策支持下，国内光伏装机量也随之快速增长，并以此带动了电池、组件的销售，去年四季度以来相关产品量价齐升。统计数据显示，国内新增装机从2012年近3.5GW增长至2013年预计约10GW，2013年底中国累计光伏装机预计将达到16.5GW，其中分布式光伏项目为5.7GW，光伏电站约10.8GW。
中国光伏发电装机分布在30个省、直辖市、自治区，累计装机容量排在前五位的省级地区依次为青海、甘肃、新疆、宁夏、内蒙。其中，青海光伏发电累计装机约占全国光伏发电累计装机的19%。
但是，“由于西部电网建设没赶上光伏电站的建设速度，电站建成后限电情况比较普遍。”一位近期实地走访西部电站的调研人士向记者表示。
迅速膨胀的光伏电站投入与当地电力消纳能力相矛盾，而在西电东输的特高压直流电工程设施建设尚未到位的情况下，不少电站在建成后却无法保证正常稳定的运行。
国家能源局今年的光伏发电新增装机目标为14GW，其中地面电站6GW（原为4GW，后有所调整），分布式电站8GW。以甘肃省为例，甘肃去年新增装机2.4GW，主要是大型电站，而今年地面电站配额仅500MW。这个比例可谓意料之外，情理之中。
“开发商比较倾向于建设大型集中式地面电站，而刚好西部土地和光照资源都比较丰富。”国观智库能源事业部总监李月介绍，“电网消纳能力限制以及地面电站配额降低在各国光伏市场发展过程中都或多或少会遇到，是必然的趋势。”
尽管电站EPC环节可以获得至少10%的内部收益率，但对于建设方来说，资金占用压力较大，一旦电站转为企业资产，则当期财报就会“非常难看”。业内人士透露，事实上，目前西部电站交易除建设前已达成购买的协议的，其余的交易只有零星几个。
据Solar PV Investor中国区总监蔡笃慰介绍，目前国内光伏电站交易市场的操作方式主要有三种。“第一种以招商新能源为例，牵头旗下企业联合光伏，与电站建设商签订协议，购进并网电站，并由招商新能源对电站作出评估，再出售给下一位买家，这种模式下，电站购买者会比较放心；第二种，以顺风光电与海润光伏(行情,问诊)的合作方式为例，后者是前者的EPC电站承包商，顺风光电自持电站，获取稳定收益；第三种，以爱康科技(行情,问诊)为例直接购进完整并网电站。”
蔡笃慰表示，一个很重要的信号是，光伏电站的买卖交易绝大部分仍在“圈内”进行，缺乏行业外单纯投资资金流入。而只有当买家向行业外延伸，整个市场才会变得更开放。
究其原因，“中国光伏电站所使用的组件没有相应的保险，未到使用年限即需更换等等质量问题屡见报端，电站很少有第三方质量认证。站在投资方角度，开发商成为电站效益的唯一信息来源，信息过于缺乏。另一方面，由于大型电站并网或限电问题，造成未来收益存在较大不确定性。在缺乏第三方信用背书的情况下，投资者接盘意愿不足。因此，电站交易流动性缺乏，即便是中东部电站也如此。”李月说。
李月介绍，在欧美等国，大型集中式地面电站会由养老金或基础设施建设基金等长期投资机构接盘，这些长期投资机构必然对电站20~25年的质保有严格的要求。
而据了解，目前中国本土尚无专业且有足够实力的光伏电站评估及担保机构。多位业内人士认为，只有以某种统一公认的标准对光伏电站作出质量评估和投资评级，使光伏电站成为国内外资金被授权允许进入的投资标的时，潜在的买方市场才有可能打开。
分布式开发尚待破题
相对地面电站来说，分布式电站得到了更多的政策支持。但是直到目前为止，业内普遍对2014年国家能源局8GW的分布式电站装机目标持悲观态度。
据江苏可再生能源行业协会光伏专委会副主任朱俊鹏介绍，2013年江苏光伏发电累计装机1GW左右，新增装机470MW，其中分布式电站占比较大，今年国家能源局下达给江苏的新增装机指标为1.2GW，其中地面电站200MW，分布式电站1GW。
中东部地区是分布式电站的主推市场，然而朱俊鹏介绍，尽管自去年下半年以来，政策暖风频吹，但到目前为止，作为风向标的18个分布式光伏电站示范区过半数都没有实质性进展。
中国可再生能源学会光伏专业委秘书长吴达成介绍，分布式光伏的经济效益即盈利能力主要取决于三个方面。一是当地的太阳能资源情况；第二是取决于系统的建设情况，比如建设成本能否有效控制、系统是否能长期可靠运行来获取光伏电量等；第三是取决于当地电网的电价水平。不同地区和用户所执行的电价有所差异，若用户电价较高，光伏发电节约的电费就越多，经济效益也就越好；若果电费本身很低，收益相对来说就较差。投资回收期的计算也因此有所不同。
根据国家补贴对分布式光伏发电实施全电量补贴政策，补贴价格为0.42元／千瓦时，通过可再生能源发展基金予以支付，补贴资金通过电网企业转付给分布式光伏发电项目单位。除此之外，各省级政府也出台了不同幅度的地方补贴政策。
据了解，分布式光伏发电的用电成本约为0.7元/千瓦时，此外还享受多级政府补贴，相对于目前的居民或工商业传统用电价格具有相当吸引力。而除自用外，余电还可上网出售给电网公司。目前分布式光伏系统价格约为8元/瓦，5KW左右的屋顶光伏系统，根据不同的厂家，价格在3万~5万元不等。普通家庭安装分布式光伏的成本回收期需要大约10年，而在现行的补贴政策下，企业仅需5~6年就可回收成本。
朱骏鹏介绍，“分布式电站体量小，屋顶电站是主流形式，然而屋顶确权、面积、载荷问题，电费收取，与用户端电价谈判等等都对开发商的项目运作提出要求，在同等的总量装机容量下，分布式电站由于单体规模小，需要企业投入的人力与物力要远超于大型地面电站。”
对此，李月认为，分布式电站的开发运营商必须具备滚动的商业开发模式，分布式电站在开发市场上并不受欢迎，并非收益率不够吸引人，而是融资问题。企业无法依靠电站本身及未来预期现金流实现融资。
据了解，以国外较常见的融资方式举例，开发商只需按一定比例出资，其中可引入风投等资金，再凭开发许可以及购电协议向金融机构融资，以项目产权及未来收益权作为担保或抵押，并且能够保证电站质量。业主无需支付初始安装费用，但必须“贡献”屋顶并按时交纳电费。融资模式创新或许能带来开发商与业主的双赢局面，以此激发市场积极性。
采访中，李月还表示，地面电站配额逐年下降是全球趋势，电网能够容纳的地面电站几乎都被开发殆尽，分布式电站或将会成为主流。因此，一旦融资瓶颈打开，一些起步早的企业先发优势就会很明显，目前美国风头正劲的分布式电站开发商solar city等便是先例。
业内人士认为，分布式电站相较大型地面电站而言，更有可能脱离政府扶持，早日实现市场化。原因是，分布式发电成本相对于用户用电成本是有竞争力的。随着传统能源用电的环保、资源和人力成本逐渐攀升，分布式光伏发电技术进步，这一优势会日益明显。这一点从早已实现平价上网的欧洲国家便可窥一二。
