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航天機電兩度在上海產(chǎn)權交易所掛牌轉(zhuǎn)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(fā)了業(yè)內(nèi)對光伏產(chǎn)業(yè)下游電站交易情況的關注。
最近，有關光伏電站“建設易，轉(zhuǎn)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(fā)商的資金鏈以及上游電池、組件的銷售，進而傳導至全產(chǎn)業(yè)鏈，因此一旦電站難以出手，就會對開發(fā)商現(xiàn)金流帶來較大壓力，成為隱患。為此，記者采訪多位業(yè)內(nèi)人士，試圖了解電站“建設易，轉(zhuǎn)讓難”的真實情況、背后的癥結(jié)、可能的解決之道以及產(chǎn)業(yè)中上游情況。
電站評級標準亟待出臺
由于上游產(chǎn)能嚴重過剩，為尋找產(chǎn)業(yè)出路，眾多光伏企業(yè)紛紛在終端應用市場攻城略地，在去年國家一系列產(chǎn)業(yè)政策支持下，國內(nèi)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(chǎn)品量價齊升。統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，國內(nèi)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(fā)電裝機分布在30個省、直轄市、自治區(qū)，累計裝機容量排在前五位的省級地區(qū)依次為青海、甘肅、新疆、寧夏、內(nèi)蒙。其中，青海光伏發(fā)電累計裝機約占全國光伏發(fā)電累計裝機的19%。
但是，“由于西部電網(wǎng)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(diào)研人士向記者表示。
迅速膨脹的光伏電站投入與當?shù)仉娏ο{能力相矛盾，而在西電東輸?shù)奶馗邏褐绷麟姽こ淘O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(wěn)定的運行。
國家能源局今年的光伏發(fā)電新增裝機目標為14GW，其中地面電站6GW（原為4GW，后有所調(diào)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(fā)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(yè)部總監(jiān)李月介紹，“電網(wǎng)消納能力限制以及地面電站配額降低在各國光伏市場發(fā)展過程中都或多或少會遇到，是必然的趨勢。”
盡管電站EPC環(huán)節(jié)可以獲得至少10%的內(nèi)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(zhuǎn)為企業(yè)資產(chǎn)，則當期財報就會“非常難看”。業(yè)內(nèi)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(xié)議的，其余的交易只有零星幾個。
據(jù)Solar PV Investor中國區(qū)總監(jiān)蔡篤慰介紹，目前國內(nèi)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(yè)聯(lián)合光伏，與電站建設商簽訂協(xié)議，購進并網(wǎng)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(600401,股吧)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(wěn)定收益；第三種，以愛康科技(002610,股吧)為例直接購進完整并網(wǎng)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(nèi)”進行，缺乏行業(yè)外單純投資資金流入。而只有當買家向行業(yè)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（放心保），未到使用年限即需更換等等質(zhì)量問題屢見報端，電站很少有第三方質(zhì)量認證。站在投資方角度，開發(fā)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(wǎng)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(yǎng)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(zhì)保有嚴格的要求。
而據(jù)了解，目前中國本土尚無專業(yè)且有足夠?qū)嵙Φ墓夥娬驹u估及擔保機構。多位業(yè)內(nèi)人士認為，只有以某種統(tǒng)一公認的標準對光伏電站作出質(zhì)量評估和投資評級，使光伏電站成為國內(nèi)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(fā)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(yè)內(nèi)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(tài)度。
據(jù)江蘇可再生能源行業(yè)協(xié)會光伏專委會副主任朱俊鵬介紹，2013年江蘇光伏發(fā)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(qū)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(qū)過半數(shù)都沒有實質(zhì)性進展。
中國可再生能源學會光伏專業(yè)委秘書長吳達成介紹，分布式光伏的經(jīng)濟效益即盈利能力主要取決于三個方面。一是當?shù)氐奶柲苜Y源情況；第二是取決于系統(tǒng)的建設情況，比如建設成本能否有效控制、系統(tǒng)是否能長期可靠運行來獲取光伏電量等；第三是取決于當?shù)仉娋W(wǎng)的電價水平。不同地區(qū)和用戶所執(zhí)行的電價有所差異，若用戶電價較高，光伏發(fā)電節(jié)約的電費就越多，經(jīng)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(jù)國家補貼對分布式光伏發(fā)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(fā)展基金予以支付，補貼資金通過電網(wǎng)企業(yè)轉(zhuǎn)付給分布式光伏發(fā)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(jù)了解，分布式光伏發(fā)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(yè)傳統(tǒng)用電價格具有相當吸引力。而除自用外，余電還可上網(wǎng)出售給電網(wǎng)公司。目前分布式光伏系統(tǒng)價格約為8元/瓦，5KW左右的屋頂光伏系統(tǒng)，根據(jù)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(xiàn)行的補貼政策下，企業(yè)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(fā)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(guī)模小，需要企業(yè)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(fā)運營商必須具備滾動的商業(yè)開發(fā)模式，分布式電站在開發(fā)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(yè)無法依靠電站本身及未來預期現(xiàn)金流實現(xiàn)融資。
據(jù)了解，以國外較常見的融資方式舉例，開發(fā)商只需按一定比例出資，其中可引入風投等資金，再憑開發(fā)許可以及購電協(xié)議向金融機構融資，以項目產(chǎn)權及未來收益權作為擔?；虻盅海⑶夷軌虮ＷC電站質(zhì)量。業(yè)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(chuàng)新或許能帶來開發(fā)商與業(yè)主的雙贏局面，以此激發(fā)市場積極性。
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(wǎng)能夠容納的地面電站幾乎都被開發(fā)殆盡，分布式電站或?qū)蔀橹髁鳌Ｒ虼?，一旦融資瓶頸打開，一些起步早的企業(yè)先發(fā)優(yōu)勢就會很明顯，目前美國風頭正勁的分布式電站開發(fā)商solar city等便是先例。
業(yè)內(nèi)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(xiàn)市場化。原因是，分布式發(fā)電成本相對于用戶用電成本是有競爭力的。隨著傳統(tǒng)能源用電的環(huán)保、資源和人力成本逐漸攀升，分布式光伏發(fā)電技術進步，這一優(yōu)勢會日益明顯。這一點從早已實現(xiàn)平價上網(wǎng)的歐洲國家便可窺一二。
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