自2012年欧盟和美国反倾销调查以来，中国多晶硅-光伏行业遭遇了近10年来前所未有的挑战。2012年底，国务院常务会议上，一系列扶持政策的发布，一方面，强调在市场倒逼机制下鼓励企业兼并重组，淘汰落后产能，严格控制新上单纯扩大产能的多晶硅、光伏电池及组件项目；另一方面，扩大了国内光伏电站的市场需求，更提高了电站并网运营的盈利预期。

    2013年1月7日，全国能源工作会议强调，今年全国能源系统将重点做好八个方面工作，其中包括大力发展新能源和可再生能源，大力发展分布式光伏发电等。会议还提出2013年实现全国光伏发电装机1000万千瓦的发展目标。

    行业人士这样评价，近期的会议和政策，犹如强心剂，将对国内光伏电站的开发起到极大促进和助力作用。但是，在热潮掀起之时，专家也预警，国内光伏电站建设已有过度开发的苗头。大量电站建成却未运营，就像新建却空置的房屋，对于整个产业来说，最终可能会引发严重的资金链危机。

    BT模式：买方市场形成

    完整的光伏电站产业链包括：多晶硅生产企业、上游组件制造企业、开发电站的系统集成商（包括开发商和EPC/安装商）、运营电站的电站业主，以及购买电力的用户等。和其他环节相比，光伏电站开发由于在技术、市场、资金及产业链四大方面的竞争门槛较高，无疑是全产业链中综合竞争能力最强的一环。

    2012年9月，国家发改委首次明确光伏电站上网电价为每千瓦时1元和1.15元两个标准，以光伏发电1.4~1.5元左右的成本计算，加上政府补贴电价，光伏发电仍然有利可图。利好一出，受困于产能过剩和贸易壁垒寒冬的光伏制造企业为消耗库存，盘活资金，纷纷跨步，涉足下游，加大电站投资力度。此外，包括国电、大唐、中电投等大型电力国企在内的各路资本也参与其中，随着竞争主体多元化，业界掀起了电站开发热潮。

    但是，值得关注的是，和一些拥有光伏产业相关自主知识产权技术的企业的BOT（建设-运营-转售）光伏电站运营模式相比，大多数光伏制造更倾向于BT（建设电站-转售）模式。由于BT模式的进入门槛较低，以电站建设平均成本15元/瓦计算，建成电站能以高于16.5元/瓦的价格转售，其净利润率明显高于严重亏损的传统光伏制造业务。

    BT模式中影响企业利润率的，主要是电站的售出价格。国内光伏电站的收购方主要为国有电力公司、基金投资公司等。一方面，制造商一窝蜂地涌入市场开发电站，希望能把握则将实现近10%的净利润率；另一方面，电力公司也逐步转向自己投资建设电站，基金投资公司也日趋谨慎，都导致电站转让市场成为买方市场。

    此外，由于制造商急于消化库存，光伏组件价格进入快速下降通道。公开数据显示，过去6年中，光伏组件价格下降86.6%，系统价格下降了83.3%，目前包括龙头企业在内的光伏产品毛利率均低于10%，有的甚至出现负毛利率。随着组件、系统等价格的下降，更加剧了光伏电站销售的“价格战”，使BT模式利润率快速下滑。

    以上种种情况，都不免令人产生这样的担忧：电站开发过度，越来越多的电站建成却卖不出去。一旦电站卖不出去，制造商不仅将面临资金占用压力，其自身运营电站还可能导致亏损。中银国际证券预算显示，当电站销售价格下降到9元/瓦时，BT模式的净利润率只有0.6%，电站运营7年才能达到盈亏平衡，企业资金无法快速回笼，可能面临资金链断裂风险。

    更为雪上加霜的，是“倒卖路条”怪象。“路条”指包括组件、系统部件及施工、电站项目等在内的政府批文。公共媒体曝光过国内光伏电站开发的重点地区——青海省的“路条市场”：一个10兆瓦电站的路条经倒手后可以从60万~70万元卖到200万元。业内人士透露，甘肃、新疆光伏电站“路条”的价格更是翻番。高企的路条费，间接拉升了企业投资电站的成本，加大了后续资金风险爆发的隐患。

    风险：从显现到骤增

    电站开发不是金融游戏，资金链危机可以将企业置于死地。数据显示，2012年前三季度，包括无锡尚德电力、赛维LDK和英利绿色能源等龙头在内的几乎全部光伏企业均持续亏损，尚德和赛维还一度盛传破产消息。

    对业界有所警示的，还有2012年年中尚德电力在意大利建设电站项目引发的“反担保骗局”。据了解，为消纳自身光伏设备并通过转售或运营电站获利，尚德利用其控股的GSF基金撬动银行的贷款，在意大利投资建设光伏电站。整个链条顺利运行的前提，是电站顺利售出或政策运营、迅速并网发电，并得到当地政府补贴。但是最终，该项目最终并未顺利并网发电，加之虚假反担保的罪名，使尚德陷入了严重的资金链危机。

    另外，电站开发需要具备一定技术能力。光伏发电领域在我国还处于起步阶段，技术亟待推广，水平也需广泛提升，一个设计细节都可能影响整体运营成本。而且，有些问题，只有待电站真正运营起来，才能被发现并解决。但是以目前情况来看，光伏制造商快速出手，为使资金流动起来而建设电站的过程中，对专业的开发和运营能力并未提出要求，技术水平更令人堪忧。对此，专家表示：大干快上的热潮中，电站开发的质量无法保证，必将加出现大豆腐渣工程的可能。

    此外，制造商经营领域的盲目延伸，也严重挤压了电站开发主角——系统集成商（包括专业电站开发商和EPC/安装商）的利益，“搅混了市场”。集成商表示，原来依靠在电站开发中销售组件的差价而赚取的利润，如今被制造商的直销而剥夺；而华能、大唐等国企与电力公司的背景关系，在协调电网的能力上显然也比集成商更具有优势；集成商的盈利空间逐渐被蚕食，行业无序发展情况严重。

    补贴：缺口不补，困局难破

    除了价格战和质量问题，电站开发盈利的最大问题——光伏并网、并网电价、补贴等方面政策，或不明朗，或仍待落地，都使企业面临的多方面风险未消。

    以补贴为例。可再生能源补贴是国家根据特许权招标对风电、光伏等可再生能源发电确定的高于常规火电的上网电价。结算时，电网公司负责结算当地火电脱硫上网电价部分，剩余部分即为可再生电价补贴，由电力消费者承担，由国家财政组织资金发放。2006年7月至今，每千瓦时电量的可再生能源电价附加费已从1厘钱涨到8厘钱，但仍跟不上风电和光伏发电项目增长的步伐，补贴资金缺口不断拉大。2012年年初，《人民日报》曾援引财政部人士的话称，2010年度可再生能源电价附加缺口20亿元左右，2011年缺口100亿元左右。能源局内部人士透露，2012年缺口或达200亿。

    2012年12月4日，国家发改委网站发布《关于可再生能源电价补贴和配额交易方案（2010年10月~2011年4月）的通知》，意味着拖欠多时之后，新一轮电价补贴结算终于展开。但是，即便本轮结算完成，在2011年4月到2012年12月之间，还有近20个月的电价补贴没有着落。2012年12月18日，财政部官网公布《关于预拨2012年可再生能源电价附加补助资金的通知》，安排85.97亿元用于预支2012年1月1日以来的可再生能源电价附加资金补助，其中风电58.5亿元、光伏7.23亿元、生物质20.23亿元。但这一数字，与2012年所需总量相比仍有不小的差距。

    “两个问题：一是量不足，一是拖欠时间太长，我们企业也在呼吁解决这个问题。”龙源电力集团股份有限公司副总经理张源表示。

    补贴不能及时到位，会导致供应商、开发商、投资商之间的三角债，长此以往，企业就没钱去做研发和质量改进，零部件的质量也会下滑，最后必然导致整个行业设备质量下滑。“兵马未动，粮草需先行，补贴资金不解决，企业即便进行投资，补贴资金不到位也会带来产业链上游的噩梦。”

    目前，我国“十二五”（2011年~2015年）规划的光伏装机为20吉瓦，从目前地面电站、金太阳示范工程和分布式光伏集中示范区的项目规划来看，这一目标很可能进一步上调，甚至有望达到40吉瓦。专家表示，在这个庞大的目标之下，中国的当务之急是解决补贴欠账问题，进而理顺整个可再生能源管理和补贴机制，这对中国未来的新能源发展至关重要。