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。
责任编辑：carol
