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在多晶硅、电池组件利润暴跌的今天，投资光伏电站的热潮已经兴起。

地方电网VS国家电网

天华阳光30MW项目是一个幸运儿，通过地方电网，省去很多审批环节。新疆建设兵团第一师电力公司党委书记董事长刘明说：“阿拉尔市电力和电网是一体的，发电和输配电是一体的，由第一师统一管理，节省审批时间和程序。新疆电力公司已经明确表示同意兵团电网通过南疆支网接入国家电网，消纳阿拉尔市多余的电力。”

但并不是所有地方电网都有这种好运气。

国家电网与地方电网一直以来都似针尖对麦芒，争论不下。

蒙西电网是地方电网，在内蒙古7000多万千瓦发电装机容量中占到了60％，发电量远远超过了当地的需求。但目前，外送的电不到400万千瓦，不及蒙西电网发电能力的十分之一。

蒙西电网副总经理杨泓说，“从2002年电力改革以来，蒙西电网装机容量翻了将近八番，外送通道却没增加一条。要想将富余电力外送出去，蒙西电网必须要与目前唯一的大型外送通道——国家电网中的华北网，进行‘网对网’对接。蒙西电网能够输出多少电，由购电方华北网决定。”

资深光伏分析师王润川告诉记者：“像天华阳光30MW项目一样，并入地方电网是值得肯定的，但光伏电站的发展要考虑整个地区的电网吸纳和消化能力。”中国光伏产业联盟王世江说：“地方电网比较脆弱，稳定性比较差，地方光伏电站并入地方电网，也要考虑到对地方电网的冲击。”

两个关键问题

介于稳定的利润回报率，越来越多的互联网、金融、房地产类企业，都疯狂涌入到光伏电站建设的队伍中来。一般认为，只要能拿到“路条”，仅建站后转手卖出，就可获得10％左右的净利润。而走完全部流程，一般不会超过半年时间。

但盈利或许不那么容易。王润川告诉本报记者：“建设光伏电站的一些环节，比如选址、设计、建设并不是特别成熟。另外，资金是大问题。1GW的组件产能的企业，销售额大概有50亿人民币，运营资金10多亿就可以了，但投资1GW光伏电站要100亿左右，自有资金也至少要20—30亿。”

天华阳光董事长苏维利说：“要真正启动中国国内的光伏应用市场，现在还有两个关键的问题，一个是如果不自用的话，上网部分能不能全额收购？这个问题目前还没有定论。第二个是电价的执行年限从哪天开始执行？执行多久。这两点是锁住中国光伏行业发展的巨大障碍，使得企业没办法清晰地预测投资一个项目的回报，收益率不安全，形不成一个商业模式。”

参考光伏发达国家，如德国和意大利，除去政府在用户侧给予丰厚的并网电价补贴，固定的收购电价也让电网和投资者方便计算收益和成本，同时有利于保障项目质量，更易鼓励于配套电网的建设。这明显要优于用行政措施强令电网全额收购。

莫尼塔投资新兴产业研究小组分析师唐小东认为，目前还不大可能看到系统的光伏发电上网电价出台，原因其一是光伏成本相对比较高，其二是担心光伏发电爆发式增长后出现类似风电并网困难的问题。

融资与售卖

上述两个关键问题不落实，直接影响到的就是光伏电站的融资和售卖。

由于国内商业银行多不做长期项目，光伏企业很难从国内银行拿到贷款。因此，融资大多在欧洲进行，但介于整个欧洲的信用危机，企业的海外融资也并不容易。

2011年末，国内光伏巨头英利和兴业银行曾试水“融资租赁”。英利通过贷款等融资手段购买太阳能发电系统，进行安装、维护，满足租赁方的电力需求，从而收取租金并获得赋税减免，以缩短现金的流动周期，避免了目前太阳能企业普遍面临的现金和资金问题。

美国、澳大利亚、日本、新加坡都相继出现融资租赁，且市场被看好。

兴业银行可持续金融部研究员李承曦说：“确保光伏电站的收益却需要面临许多风险，而应对风险就需要企业明确政策补贴，有可靠的销售渠道，真实的资产隔离，第三方电站质量保障等。然而现今条件还未成熟，融资模式需要先传统后创新。”

而出售电站似乎也没有那么容易。王润川说：“国内的光伏电站出售环节还不是特别成熟。由于限发，FIT年限不确定，甚至对电站质量也不是特别有信心等，保险基金等有实力的潜在电站业主，还持观望态度，买电站的很少。”

王世江也有担心：“光伏电站稳定运行二十五年才凸显利润。国内民间资本想快进快出，并不希望长期投资。二十五年的等待值不值？也是很多人考虑的问题。”

“电站建设需要不小的投入，并且光伏电站开发、运营的回款速度较制造业更慢，如果缺乏雄厚的资金实力，又缺乏前期理性而准确的预估，很容易造成资金链断裂，企业将面临更大的风险。”《太阳能发电》主编吴军杰告诉记者，“一旦投资下游光伏电站而固化了现金流，将给光伏企业，尤其是制造业带来风险。”

目前，针对于光伏电站投资建设，市场上有两种比较常见的模式：一种是BOT，一种是EPC。BOT是集建设和经营于一身，在合同规定的一定年限后，再转让出去的一种模式。这种模式需要一定的资金实力，受投资商青睐。而EPC则是集设计、采购和施工于一体，更多的是为其他人打工，对资金的要求也相对低一些。