國內光伏市場啟動后，在快速增長的光伏裝機之下，也面臨著政策完善、企業轉型和應對的問題，突出的有國家能源局三令五申治理倒賣“路條”問題，分布式光伏發展依然達不到預期，融資難等。

在接受專訪時，晶科能源董事長李仙德認為，市場需求還會繼續增長，但已經從早期種種光環下走出來，不單憑靠規模和資本，逐漸成為一個需要比拼技術、成本控制、精細化管理的行業。

針對爭論較多的分布式光伏政策，李仙德接受記者專訪時稱，分布式屋頂光伏電站目前的商業模式不確定性因素仍較多，政策還需要完善，同時要加強政策執行。

地面分布式電站是機會

記者：今年年初國家確定一年8GW的分布式光伏裝機目標，從目前進展看，目標肯定完不成，從專業角度看原因在哪里？

李仙德：2014年光伏行業最熱門的話題之一就是分布式的發展，年初也定下來8GW的裝機規模，然而實際項目并網情況與8GW確實會有差距。其主要原因還是在于目前分布式的商業模式不成熟，尤其是屋頂分布式項目：終端用戶消納的不確定性和持續能力、電站完工后產權的風險性，這幾個問題都會影響分布式項目的投資回報率。

另外一方面，分布式項目結算新政推出的時間相對晚。今年9月份，國家能源局新的分布式政策規定：單個項目20MW裝機以下，接入35千伏以下電網，利用荒山荒地的光伏電站都算分布式，并且可以按照“全額上網”的方式，即項目的全部發電量由電網企業按照當地光伏電站標桿上網電價收購。我們可以稱之為地面分布式，地面分布式的前景很好，未來裝機量會比較大，帶動總體分布式裝機裝模擴大，可以彌補屋頂分布式電站數量的不足。

所以盡管今年分布式接入電網的項目規模不到8GW，但項目開工量并不少，甚至可能超過8GW。主要是因為9月份的分布式新政之后，東部地區11月，12月有不少地面分布式電站正在開工建設。

記者：以往光伏電站分為大型地面電站和分布式光伏電站，而且地面電站更受開發商青睞，從補貼和政策角度，地面電站、分布式的優劣在哪兒？

李仙德：地面電站的優劣也非常明顯，地面電站通常建設在光照條件較好的西部地區，結算統一、投資回報清晰可預見，商業模式成熟，因此投資者也比較青睞。但它存在的問題就是資金補貼滯后，對企業的資金實力要求比較高。

分布式的劣勢如我們之前談的，商業模式不成熟、投資回報率不確定，因此項目的融資比較難，另外項目的管理成本也較高。

其中的地面分布式電站，從投資角度而言，9月新政之后，如果按照全額上網方式，電價標準參照當地光伏電站標桿上網電價，比如東部地區按照1元/度上網電價。這樣的話，地面分布式電站當月結算，電網公司代付，不需要走財政補貼的程序。如此就解決了我們之前說的分布式投資回報不確定、補貼滯后的問題。

但另一方面，如果分布式業主的電力消納情況好，發電能全部自行消納，在東部地區工業電價0.9元左右的基礎上加全國統一度電0.42元的補貼，可以得到1.32元/度左右的收益，則就高于全額上網1元/度的水平。

但不管怎么樣，9月份的新政，對于推動分布式的發展大有利處。

記者：國家對分布式光伏寄予厚望，并不斷出臺政策推動分布式光伏發展。對國內分布式光伏政策設計有什么建議？

李仙德：這是一個商業模型，即投資回報率的問題。大型地面電站的商業模型已經成熟，投資者可以參照電站建設運營成本、太陽能資源情況、上網標桿電價計算出未來投資收益。

分布式電站則比較復雜，風險較大。具體來說，像屋頂分布式電站牽涉到三方利益。一個是投資電站的開發商，第二個屋頂的產權方，還有電網。開發商利用業主的廠房屋頂，雙方簽署能源管理合同，業主消納不完的電力余電上網。

首先面臨電費收取的問題，地業主方可能存在拖欠電費的風險。此外還有用電數量和用電持續性的不確定性，開發商的電賣給業主按照工業電價標準是0.9元，加上國家補貼0.42元，合計1.32元/度，財務模型清晰可預測。但如果業主消納不了，余電上網部分，是按照脫硫標桿電價加0.42元補貼，合計在0.82元/度左右，財務模型就完全不同了。

屋頂分布式電站的產權也不清晰。屋頂是業主方的，電站是開發商的，如果業主未來要拆掉廠房建大樓，就會面臨電力消納、產權的糾紛。

國家在推廣浙江嘉興屋頂分布式的經驗。嘉興分布式電站實行統一管理，統一收電費，并成立部門專門協調電費收取，還調劑余電消納。一家沒用，可以調劑到另外的工廠用電。嘉興民營企業多，又是缺電區域，經濟比較好，當地還有額外的補貼，是否能推廣還要看各地實際情況。

國內的政策很有針對性，但還要看實際執行落實情況。屋頂分布式還需要一些政策調整，解決各方擔憂。政策執行層面需要進一步具體化，比如江西在地面分布式發展中的問題，80%是林地，不屬于荒山荒地范疇，或許可以變通一下。

市場化方式杜絕路條倒賣

記者：國內政策推動下，市場發展很快，也有一些新問題。比如，炒賣路條一段時間很突出，應該怎么杜絕這種情況？未來整體市場前景如何？

李仙德：目前光伏電站的審批權已經下放地方，能源局只管理和分配裝機規模。地方政府有自身考慮，把路條批給當地企業。但光伏電站的建設不僅對企業的實力有要求，同時也要求企業具備行業專業度專業性。

當地獲得路條的企業不一定是專業光伏公司，從銀行融資又有難度。對電站建設不專業，難以保證電站質量，所以就尋求轉讓。現在進入光伏電站的資本越來越多，路條轉讓價格也水漲船高，中間賺取暴利，加重了行業成本，對行業發展不利。

地方政府在批路條時，應該選擇有資金實力和行業專業的公司，對推動地面電站大規模、高質量的建設有好處。

我傾向于市場化方式選擇電站開發商，不要草率規定門檻，否則又成了限制某類企業投資，其它類企業獨享市場。國家出臺政策限制炒賣路條是好事，但目前更像是和地方政府的約定，沒有具體配套措施，如果還有倒賣路條，怎么懲罰、怎么制約企業，還不清楚。

對于未來，市場需求講，我認為從2004年以來市場需求增長很快，全球光伏裝機容量從1GW到45GW以上，系統和組件成本都在不斷下降，如果2020年做到平價上網，市場的前景還是很好。

記者：晶科能源制造業排名不斷上升，同時也在做晶科電力，制造業見長的公司在電力領域有什么優劣勢？

李仙德：很多公司做下游電站，是為了推動上游制造業出貨量。我們不同，晶科能源制造方面的產品質量、成本控制、規?；瘍瀯荩呀浽谛袠I內處理領先地位。我們做電站，是公司從制造行業到能源供應商的轉型。

基于此，我們把晶科電力從晶科能源中分拆出來。制造業和電力投資是不同的商業模型。我們定位是，無論制造業還是電力投資，都要在市場上有競爭力。制造業和電力投資面對的競爭對手不同，制造業的競爭對手是傳統的制造企業，電力投資的競爭對手是國有發電集團，中民投，順風等。

晶科電力分拆吸引了三家股東，分別是麥格理、國開金融、新天域，再加上商業模式的優勢、集團母公司的技術專業性，我相信晶科電力在行業內具備很強的競爭力。

記者：電站開發商與傳統制造業差別很大，需要的資金、管理能力都更高，對于光伏制造公司轉型發電企業有什么看法？

李仙德：經營模式還是最重要的。每個企業的經營模式都不一樣，每個區域市場產生的經營模式也有區別。公司轉型要選擇適合市場的經營模式。常見的能源公司，是購買電站并持有經營。我們從制造業轉型做能源供應商，涉及的產業鏈條更長，包括了項目開發、EPC、項目融資、項目建設、電站運維。

這種模式有優勢，就是成本低，相關產品都是自己做，質量有保證。也有弊端，產業鏈太長，需要管理到位，銜接不好就會出問題。

記者：電站開發需要沉淀很多資本，如何應對隨之而來的融資挑戰？

李仙德：太陽能發電站更多是一個投資行業。建設期需要投入巨資，收回成本的時間較長，資本金可能需要7到8年才能收回。建成后，只要太陽升起就能發電，后期供應鏈和管理成本都可以忽略不計。

也是因為如此，國外光伏發電發展很好，很多大型投資機構包括社?；?、養老基金都持有行上市融資，為電站建設不斷籌集資金。

另外也要不斷創新融資模式。國內電站資產證券化一直為業內關注，在我看來，新的融資形式主要看政策。比如余額寶可不可以為光伏電站集資，需要相關部門審批。目前看，國內也有一些創新的金融產品，比如融資租賃等模式。

對于企業而言，資金成本非常關鍵。無論何種融資方式都是資金成本的比拼，電站收益高于資金成本就是成功的融資途徑。

光伏電站，獲取穩定收益，從不擔心后期有什么問題。

對于晶科電力來說，我們已經完成麥格理、國開金融、新天域三家的股權投資，接著還將進接著還將進行上市融資，為電站建設不斷籌集資金。

另外也要不斷創新融資模式。國內電站資產證券化一直為業內關注，在我看來，新的融資形式主要看政策。比如余額寶可不可以為光伏電站集資，需要相關部門審批。目前看，國內也有一些創新的金融產品，比如融資租賃等模式。

對于企業而言，資金成本非常關鍵。無論何種融資方式都是資金成本的比拼，電站收益高于資金成本就是成功的融資途徑。