看似终点，实则起点。
在国务院发布《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》后，相关新政陆续出台。在业内的期盼中，发改委终于发布了电价补贴标准。这一超出此前市场预估的补贴标准，对行业的利好可以预见。
不过，对于光伏电站投资者而言，资金以及收益率，却仍然是两个无法绕开的问题。
根据一些机构的测算，“十二五”末完成35GW装机容量需要的初始资金约为3500亿元。即便抛除一些项目的法定启动资金后，每年融资缺口仍将高达600亿元。
而在收益率方面，如若抛除融资成本后，地面电站以及分布式光伏中的居民屋顶项目，最终收益率都将因此大打折扣，基本上与同期银行存款的水平相差无几。
显然，对于光伏电站而言，指望通过融资来解决资金问题者，并非理想的投资者。其理想的投资者应该是拥有闲置资金者或是一些具有稳定、持续用电需求的工商业企业。
如何吸引更多的社会投资者进入光伏终端应用领域，而不是像目前这样的圈内人的“自娱自乐”，应该引起各界的关注与重视。
这其中，对于吸引个人投资者而言，尽快打通包括信托、私募等可以吸引个人投资者进入的融资通道，必不可少。
此外，此次出台的电价补贴方案中，鼓励通过招标等竞争方式确定光伏电站上网电价或分布式光伏发电电价补贴标准，或是另一个需要引起重视的问题。
在一些业内人士看来，对于通过招标方式确定上网电价而言，既需要防范一些地方通过提高上网电价进行利益输送以及干扰市场秩序的行为，同时更要防范可能出现低价中标的恶性竞争。
“自发自用”的尴尬
由于滞后的产业管理及能源管理等诸多体制原因，造成目前的分布式政策体系仍给人支离破碎之感，或将在市场实际执行中遭遇漏洞百出的境地
接连两次国务院常务会议的定调，以及包括电价在内的一系列配套执行细则的纷纷出台，显示出国内光伏发电应用市场以分布式为主的推广策略，正在逐渐清晰。
基于光伏发电的技术特点，分布式的利用模式无疑具有更为广阔的发展空间，同时也更有利于调动更多社会资源参与这一清洁能源的推广。
因此，这无疑是光伏行业的真正利好。
但是，就已经出台的政策及配套执行细则来看，管理层希望从容、有节制地逐渐启动国内分布式光伏发电市场的意图也相当明显。这对急欲市场消纳产能的光伏制造业而言，短期或并非实质性利好。
而在市场人士看来，由于滞后的产业管理及能源管理等诸多体制原因，造成目前的分布式政策体系仍给人支离破碎之感，或将在市场实际执行中遭遇漏洞百出的境地。
同一项目的两种极端情况
前些日子，一位从事光伏行业近二十年的企业老总告诉《太阳能发电》杂志记者，正在寻找买家接手其刚刚建成并网的一个约4兆瓦的屋顶光伏电站项目。
据介绍，该项目正是按照“自发自用，余电上网”模式投建的分布式光伏电站。而屋顶下的业主，也就是这个分布式光伏电站未来的“消费者”，则是该光伏企业的一个组件工厂，亦正欲卖出。
这位光伏企业老总的难题，由此产生。
该屋顶电站在做可行性研究报告时，系按照该建筑所用电价的性质以“自发自用，余电上网”模式来界定和计算收益率及其投资回报周期的。而该建筑为工厂厂房，因此该屋顶电站所发电力自用部分的收益，由当地工业用电价格加上财政补贴价格组成，“余电上网”部分则按当地脱硫煤标杆电价加财政补贴执行。
8月底，国家发改委正式发布的分布式光伏发电财政补贴价格为0.42元/度。假设当地工业电价为1元/度、脱硫煤标杆电价为0.35元/度。则该屋顶电站的未来收益，便有可能出现两种较为极端的情况。
其一，假设该屋顶下企业能与屋顶电站同等保持二十年的寿命，且能全额消纳掉屋顶光伏电站所发电力，则该分布式光伏项目的收益为：1元/度(当地工业电价)+0.42元/度(财政补贴)﹦1.42元/度。
其二，该屋顶下的企业停产或卖出，即完全不再使用屋顶光伏电站所发电力，其所发电力就只能全部上网，则该屋顶分布式光伏发电项目的收益为：0.35元/度(当地脱硫煤标杆电价)+0.42元/度(财政补贴)﹦0.77元/度。
两者收益，相差近一倍。
上述那位想要卖掉屋顶光伏电站的企业老总，就正面临着第二种投资收益的极端情况。其工厂已完全停产，正寻找买家接手。因此，至少在新的业主介入之前，该屋顶电站所发电力就只能全部上网，其投资收益正遭遇着第二种极端情况。
而对新业主而言，上述难题，同样存在。
“同命不同价”
有媒体曾报道：三个女大学生在结伴出游时遭遇车祸身亡，但事后的抚恤赔偿标准却不同，因为其中一个是农村户口，另外两个是城市户口，后者赔偿标准远远高于前者。
天华阳光控股有限公司董事长苏维利表示，类似的“同命不同价”现象，在分布式光伏发电政策中也明显存在。
“假如投资建设两个同样容量的光伏电站，你用的是居民屋顶，我则选择商业屋顶。那么，我们的投资基本上是相同的，但收益方面，因为你的居民电价远远低于我的商业电价，因此你的电站收益也将远远低于我。这是‘同命不同价’之一。”
“另外，由于分布式电价补贴全国统一，将造成在不同光照资源地区投资分布式光伏项目的收益大不相同。同样是容量相同的项目，一个在青海，一个在江苏，投资收益能一样吗?可它们的投资成本却是差不多的。这是‘同命不同价’之二。”
“再者，分布式电站和固定上网电价电站的补贴不同，也带来了同一地区同样装机规模的光伏项目的收益不同。这是‘同命不同价’之三。”
在苏维利看来，如果将上述几种情况通过排列组合的方式，将发现还有更多的“同命不同价”现象。
而据中国可再生能源学会光伏专业委员会秘书长吴达成证实，从目前已出台的政策来看，并没有限定符合分布式发电特征的光伏电站就一定不能走固定电价上网模式。
内蒙古晟纳吉光伏材料有限公司董事长周俭就告诉《太阳能发电》杂志记者，该公司拟计划在新建厂房屋顶上建设光伏发电项目，所发电量也完全可以自行消纳，但一算账才发现“自发自用”非常不划算，因此只能选择申报固定电价上网的方式。
“我们的工业用电价格是0.38元/度，脱硫标杆煤电上网电价是0.31元/度。如果按照分布式‘自发自用，余电上网’模式，全部自用的收益是0.80元/度，全部卖给电网则是0.73元/度，这看起来差不多。但与固定电价上网模式一比，差距就较大了。内蒙属于二类资源地区，固定电价上网应该是0.95元/度，即使与完全自发自用比起来，也相差了0.15元/度。”周俭认为，中央政府寄望地方政府再增加部分补贴的愿望，在内蒙恐怕也行不通，因为内蒙电网目前本来就窝电严重，根本没有补贴积极性。
不过，固定电价上网的模式，也存在着拿到核准较难的问题。
吴达成介绍说：“分布式发电的建设程序经过大大简化，补贴采取的是备案制加后审核制，因此相对容易得多。而上网电价模式则是事前审核方式，需要取得路条，并需要大量的前期工作和费用。因此，必须事先确定走哪种路线。”
为了补贴更多的项目?
在一位不愿具名的光伏企业总经理看来，前述想要卖掉屋顶电站的光伏企业老总所遭遇的难题，也正是国内分布式光伏发电政策的主要漏洞之一。
他认为，鼓励自发自用，无疑有利于减轻财政负担，使得同等财政投入能够推动更多的光伏应用。但是，按照建筑用电价格来人为划分市场的做法，也实际上在限制着分布式光伏更大规模的发展。
“无论哪类屋顶，光伏系统的投资成本都是差不多的，但如今却‘同命不同价’，许多适合投建光伏电站的屋顶就没有积极性了。”他说。
吴达成也表示，正如全国统一的上网电价使得大型地面电站向西部资源好的地区集中一样，分布式目前的“单位电量定额补贴”政策也必然会出现选择项目时“挑肥拣瘦”的现象。
他认为，管理层此举的目的，是要先从条件好的项目开始示范推广，以用更少的补贴支持更多的装机。
曦谷(苏州)电力投资发展有限公司董事长王高翔也认为，这一政策，实际上就是想利用较少的资金推动国内分布式光伏应用市场的发展，但同时还要抑制其发展过快。
不过，吴达成同时也认为，即使是为了利用较少的资金补贴更多项目，也仍可以按照不同光照资源实行分布式光伏分区上网电价，自用部分补差，余电上网部分则按电量定额补贴，这样至少可以保障同等投资的收益不至于差得太大。
谁是理想的投资者？
投资光伏电站真正合算的应该是拥有较多闲置资金的投资者或者是工商业用电大户，而非目前以上游制造业企业及五大发电集团等为主的“圈内人”
千呼万唤始出来。
在业界的期待中，国家发改委近日终于公布了光伏电站补贴标准，大型地面电站依据资源条件将分别享受每千瓦时0.9元，0.95元和1元的补贴，而分布式电站的补贴标准为每千瓦时0.42元。
这一超出业界此前根据《意见稿》预估的补贴标准，对光伏行业可谓实质性利好。但是，如果指望其能够“一针见效”，或就有些过于乐观了。
首当其冲需要面对的问题，仍然是资金。
根据规划，“十二五”末全国要完成总计35GW的装机容量。而据一些机构的测算，这需要初始资金约3500亿元。即便抛除项目法定的启动资金部分，每年融资缺口仍将高达600亿元。
乐观一点来看，即使资金问题能够顺利解决，但在考虑资金成本后，地面电站以及分布式光伏中的居民屋顶项目，最终的收益率也已大打折扣，基本上只能达到同期银行存款的收益水平。
从这个角度来讲，投资光伏电站真正合算的应该是拥有较多闲置资金的投资者或者是工商业用电大户，而非目前以上游制造业企业及五大发电集团等为主的“圈内人”。
而从整个行业的可持续发展来看，只有吸引越来越多的类似工商业企业等业外投资者介入光伏电站投资，才能维持一个相对开放的供应链，而不是像现在这样越来越趋于封闭。
这实际上也凸显出了光伏电站投资者的困境，如何尽快打通包括信托、私募等可以吸引民间资金进入的融资通道，成为了当务之急。
融资难题
根据发改委公布的标准，大型地面电站方面，将全国分为三类太阳能资源区，确定了相应的三类资源区标杆上网电价，分别为每千瓦时0.9元，0.95元和1元。而分布式光伏方面，将实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元(含税，下同)。其中，分布式光伏发电系统自用有余上网的电量，由电网企业按照当地燃煤机组标杆上网电价收购。
对比此前发改委发布的征求意见稿，此次最终出台的电价补贴标准明显给了业界几分惊喜。其中，分布式方面，较征求意见稿中0.35元的最低点提高了7分钱，地面电站也均有相应提高。
如果不考虑资金问题，此次出台的电价标准，在收益率方面的吸引力可能无需赘言。
但是，从国内光伏行业当前的情况来看，融资是始终绕不开的话题，此次也不例外。
根据发改委能源研究所研究员王斯成的测算，在成本为10元/瓦左右的情况下，今年8-10GW的装机量所需初始资金大概800亿-1000亿元。而“十二五”末要完成35GW的装机容量，则需要初始资金约为3500亿元。
中投顾问能源行业研究员任浩宁表示，根据保守测算，在光伏电站建设环节，自今年至2015年，除去项目法定出资占比的20%~30%部分，每年融资缺口仍将达600亿元。
任浩宁认为，银行如果不放开信贷的话，整个行业打开局面将非常困难。
渠道困境
与融资问题相伴而生的还有收益率。
以此次确定的补贴标准来看，即使资金问题能够顺利解决，但在考虑资金成本后，地面电站以及分布式光伏中的居民屋顶项目，最终收益率已大打折扣，基本上与同期银行存款的水平相差无几。
而真正具有投资比较优势的，则是拥有较多闲置资金的投资者，或者是一些工商业用电大户。
根据国泰君安的测算，国内工商业用电的高峰电价普遍在1元/度以上，使用分布式光伏发电已具有经济性，0.35元～0.45元/度的补贴将可使IRR(内部收益率)达到15%左右。
这意味着，即便在扣除融资成本后，一些工商业企业仍可实现8%左右的收益率。
不过，对于工商业屋顶项目而言，上述收益率是基于其自发自用的基础上的。如果企业因为各种原因不能继续经营，其发电量的补贴模式也将改变为单纯的上网电价模式，将使其收益率出现大降。因此，如何寻找到合适的屋顶，则成为了重中之重。
在一些业内人士看来，与工业建筑相比，商业建筑用电量的稳定性会更好一些。毕竟，其不会像工业企业那样，遭遇订单不足、设备检修等问题。
除了工商业用电大户外，另外一个理想的光伏电站投资者，应该是拥有较多闲置资金者。而这则可能需要借助信托、私募等第三方的融资渠道来实现。
除了具有收益率优势外，上述两类投资者的加入，对于缓解当前光伏制造环节所面临的困境、促进光伏业的上下游协调发展也将起到更大作用。
毕竟，对于现有的光伏电站投资者而言，与中上游制造业完全脱钩的、纯粹投资电站的少之又少。更多的迹象还表明，一些在电站投资方面已经初具规模的企业，依然并没有完全排除“上下游通吃”的想法。而这，显然并非可持续的产业生态。
如何打破目前日益封闭的供应链，已经成了当务之急。
如何能够吸引更多的社会投资者进入光伏终端应用领域，而不是像现在这样的圈内人“自娱自乐”，应该引起各界的关注与思考。
电价招标隐忧
如果上网电价的招标中出现超低价中标情况，将对整体光伏电站的建设、并网以及行业发展秩序都会产生不利影响，甚至有可能使得光伏终端也会重蹈如今行业中上游的覆辙
上网电价招标重出江湖?
在发改委近日出台的光伏电站电价补贴标准中，其中特别指出鼓励通过招标等竞争方式确定光伏电站上网电价或分布式光伏发电电价补贴标准，但通过竞争方式形成的上网电价和电价补贴标准，不得高于国家规定的标杆上网电价和电价补贴标准。
有业内人士认为，在年度光伏电站总体装机规模仍受控制的前提下，这会否成为一些企业通过让渡部分收益来换取项目的操作方式，值得关注。而这又将对整体光伏电站的建设、并网产生哪些影响，是否会扰乱行业发展秩序，都还是未知数。
往事
资料显示，在我国最初通过特许招标来发展光伏电站的早期，确实出现过最终的中标价格脱离行业实际以及恶性竞争情况发生。
在2008年，当时中国最大的光伏电站——甘肃敦煌10兆瓦并网光伏发电项目，就采用了上网电价招标的方式。
根据当时媒体的报道来看，在国投电力与英利控股联合报出0.69元/度的“超低竞标价”后，企业、学会等业内各界都曾以各种方式表达了对这次招标的不满。上述价格被认为是恶意竞标，并给了政府一个错误的信号。
这样的超低价格，此后得以延续。
2010年，第二轮光伏并网发电特许权项目招标，共吸引了50多家企业参与，竞争更加激烈。在“僧多粥少”的情况下，许多企业开始不计成本杀价。最终，中电投旗下的黄河上游水电开发有限责任公司(以下简称“黄河水电”)以史无前例的0.7288元/度的报价中标。
根据发改委此次出台的电价补贴方案，除了适用统一规定的补贴标准外，还鼓励通过招标等竞争方式确定光伏电站上网电价或分布式光伏发电电价补贴标准。
但对于具体的操作方式，发改委并没有详细的规定，只是要求通过竞争方式形成的上网电价和电价补贴标准，不得高于国家规定的标杆上网电价和电价补贴标准。
通过分析可以发现，此次相关部门之所以重提竞价上网，可能还是与想减轻整体的补贴负担有关。
在发布光伏上网电价的同时，发改委此次还再次提高了可再生能源电价附加。对此，发改委解释道，近年来，我国可再生能源发展迅速，目前筹集的资金难以满足补贴资金需求的迅速增长。截至2011年底，资金缺口为107亿元。若不进一步提高标准，预计2015年可再生能源电价附加资金缺口将达到330亿元左右。这对可再生能源发电企业电费结算和整个产业的健康发展将产生严重的不利影响。因此，国家决定将可再生能源电价附加标准由现行每千瓦时0.8分钱提高至1.5分钱。
隐忧
在一些业内人士看来，对于通过招标方式确定上网电价而言，既需要防范一些地方通过提高上网电价进行利益输送以及干扰市场秩序，同时更要防范可能出现低价中标的恶性竞争。
“在7月份国务院发布的《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》中，规定将加强光伏发电规划和年度实施指导，这意味着将可能对光伏电站装机实行年度规模控制。如果出现电站项目供不应求、竞争激烈的情况下，就不排除一些企业通过让渡部分收益来换取项目立项的情况，这会否出现前几年招标中的‘超低价’现象，需要警惕。”一位业内专家表示。
此外，另外一个可能出现问题的方面，则是并网。
尽管有关并网方面的问题也引起了各方面重视，但这一问题并非朝夕就可以解决，尤其是在并网后仍然存在的限发问题。
有电站业主曾透露，在青海格尔木地区，仅有包括其所在企业在内的两家电站不存在限电的情况，其他电站均不能满额运行。
而从现实情况看，并网难既有技术以及市场消纳方面的原因，也有部门利益的原因。对于电网这种以赚取上网电价与销售电价二者差价的企业而言，如果上网电价能够降低，其所得收益自然会随之升高，这是否会引发道德风险值得关注。
在一些业内人士看来，如果上网电价的招标中出现超低价中标情况，将对整体光伏电站的建设、并网以及行业发展秩序都会产生不利影响，甚至有可能使得光伏终端也会重蹈如今行业中上游的覆辙。
因此，如何防止上网电价招标中的恶性竞争以及利益输送行为，还有待对其具体操作流程进一步细化。
不过，也有业内人士认为，在每年10GW的装机规模下，应该不会出现此前那种“僧多粥少”恶性竞争的情况。应该担忧的，反倒是是否会吸引到足够多的投资者，以完成这一年度目标。
“当然，在一些资源环境较好、并网配套等措施比较完善的地区，不能排除局部出现抢项目的情况。在这些地区，确实需要提防上述情况发生。”上述业内专家表示。
