投資光伏電站真正合算的應該是擁有較多閑置資金的投資者或者是工商業用電大戶，而非目前以上游制造業企業及五大發電集團等為主的“圈內人”。

千呼萬喚始出來。

在業界的期待中，國家發改委近日終于公布了光伏電站補貼標準，大型地面電站依據資源條件將分別享受每千瓦時0.9元，0.95元和1元的補貼，而分布式電站的補貼標準為每千瓦時0.42元。

這一超出業界此前根據《意見稿》預估的補貼標準，對光伏行業可謂實質性利好。但是，如果指望其能夠“一針見效”，或就有些過于樂觀了。

首當其沖需要面對的問題，仍然是資金。

根據規劃，“十二五”末全國要完成總計35GW的裝機容量。而據一些機構的測算，這需要初始資金約3500億元。即便拋除項目法定的啟動資金部分，每年融資缺口仍將高達600億元。

樂觀一點來看，即使資金問題能夠順利解決，但在考慮資金成本后，地面電站以及分布式光伏中的居民屋頂項目，最終的收益率也已大打折扣，基本上只能達到同期銀行存款的收益水平。

從這個角度來講，投資光伏電站真正合算的應該是擁有較多閑置資金的投資者或者是工商業用電大戶，而非目前以上游制造業企業及五大發電集團等為主的“圈內人”。

而從整個行業的可持續發展來看，只有吸引越來越多的類似工商業企業等業外投資者介入光伏電站投資，才能維持一個相對開放的供應鏈，而不是像現在這樣越來越趨于封閉。

這實際上也凸顯出了光伏電站投資者的困境，如何盡快打通包括信托、私募等可以吸引民間資金進入的融資通道，成為了當務之急。

融資難題

根據發改委公布的標準，大型地面電站方面，將全國分為三類太陽能資源區，確定了相應的三類資源區標桿上網電價，分別為每千瓦時0.9元，0.95元和1元。而分布式光伏方面，將實行按照全電量補貼的政策，電價補貼標準為每千瓦時0.42元(含稅，下同)。其中，分布式光伏發電系統自用有余上網的電量，由電網企業按照當地燃煤機組標桿上網電價收購。

對比此前發改委發布的征求意見稿，此次最終出臺的電價補貼標準明顯給了業界幾分驚喜。其中，分布式方面，較征求意見稿中0.35元的最低點提高了7分錢，地面電站也均有相應提高。

如果不考慮資金問題，此次出臺的電價標準，在收益率方面的吸引力可能無需贅言。

但是，從國內光伏行業當前的情況來看，融資是始終繞不開的話題，此次也不例外。

根據發改委能源研究所研究員王斯成的測算，在成本為10元/瓦左右的情況下，今年8-10GW的裝機量所需初始資金大概800億-1000億元。而“十二五”末要完成35GW的裝機容量，則需要初始資金約為3500億元。

中投顧問能源行業研究員任浩寧表示，根據保守測算，在光伏電站建設環節，自今年至2015年，除去項目法定出資占比的20%~30%部分，每年融資缺口仍將達600億元。

任浩寧認為，銀行如果不放開信貸的話，整個行業打開局面將非常困難。

渠道困境

與融資問題相伴而生的還有收益率。

以此次確定的補貼標準來看，即使資金問題能夠順利解決，但在考慮資金成本后，地面電站以及分布式光伏中的居民屋頂項目，最終收益率已大打折扣，基本上與同期銀行存款的水平相差無幾。

而真正具有投資比較優勢的，則是擁有較多閑置資金的投資者，或者是一些工商業用電大戶。

根據國泰君安的測算，國內工商業用電的高峰電價普遍在1元/度以上，使用分布式光伏發電已具有經濟性，0.35元～0.45元/度的補貼將可使IRR(內部收益率)達到15%左右。

這意味著，即便在扣除融資成本后，一些工商業企業仍可實現8%左右的收益率。

不過，對于工商業屋頂項目而言，上述收益率是基于其自發自用的基礎上的。如果企業因為各種原因不能繼續經營，其發電量的補貼模式也將改變為單純的上網電價模式，將使其收益率出現大降。因此，如何尋找到合適的屋頂，則成為了重中之重。

在一些業內人士看來，與工業建筑相比，商業建筑用電量的穩定性會更好一些。畢竟，其不會像工業企業那樣，遭遇訂單不足、設備檢修等問題。

除了工商業用電大戶外，另外一個理想的光伏電站投資者，應該是擁有較多閑置資金者。而這則可能需要借助信托、私募等第三方的融資渠道來實現。

除了具有收益率優勢外，上述兩類投資者的加入，對于緩解當前光伏制造環節所面臨的困境、促進光伏業的上下游協調發展也將起到更大作用。

畢竟，對于現有的光伏電站投資者而言，與中上游制造業完全脫鉤的、純粹投資電站的少之又少。更多的跡象還表明，一些在電站投資方面已經初具規模的企業，依然并沒有完全排除“上下游通吃”的想法。而這，顯然并非可持續的產業生態。

如何打破目前日益封閉的供應鏈，已經成了當務之急。

如何能夠吸引更多的社會投資者進入光伏終端應用領域，而不是像現在這樣的圈內人“自娛自樂”，應該引起各界的關注與思考。