摘要：  目前，包括风电、光伏在内的可再生能源电费拖欠，多数都在一年半以上，中国光伏行业的现金流，正面临枯竭。

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目前，包括风电、光伏在内的可再生能源电费拖欠，多数都在一年半以上，中国光伏行业的现金流，正面临枯竭。

业内人士透露，在日前举行的一个由某央企任业主的光伏电站项目招标中，参与投标者不仅被要求按照投标金额开具40%的银行履约保函，另外还要承担10%的质保金，其质押时间高达10年。

据上述业内人士介绍，这已是业内目前的普遍现象。对于光伏制造企业而言，除了较为普遍的账期几乎已经被用到了极致外，以设备外加现金被动参与项目的投资，也已为业内常用。

在多数企业利润率普遍为负的当下，10%的质保金，无异于是压垮企业现金流的最后一根稻草。

光伏业内的资金流状况，可见一斑。

天华阳光控股有限公司董事长苏维利日前在接受记者采访时，对这一问题表达了他的看法：“如果不能从根本上改变国内光伏业扭曲的现金流状况，增加再多的安装量也解决不了行业面临的困境。”他认为，国内光伏业目前最急需解决的问题，是按照《可再生能源法》的规定，对光伏电力实行全额收购。

从近期的市况来看，因资金流问题受伤的并不仅仅是光伏制造企业，投资者对下游电站的投资热情，也已出现冷却倾向。

究竟出了什么问题?

现金流的源头

尽管成本在近年有取得了巨大的降低，但光伏应用规模化推广面临的最大难题，无疑仍然是较高的成本。换言之，光伏高于传统能源的成本部分得有人来承担，在其真正获得平价利用之前，这都是不得不面对的最主要课题。

可问题是，这部分成本究竟该由谁来承担?

目前世界各国普遍采用的做法，是利用财政补贴来推动光伏应用的发展，再将这部分成本转嫁至消费者的电费中。

就制度的持续性和严谨性来看，在全球范围内，德国“绿电制度”的设计相对更为完善，较好地解决了光伏推广的成本难题。

十年前的2000年，德国发动了一场规模空前的可再生能源发展计划，颁布法律强制电网公司高价购买太阳能电力。其每千瓦时60美分的收购价格，远远高于当时每千瓦时约12美分的传统能源电力价格，且该固定电价的有效期明确为20年。随后，这一电价根据装机规模呈逐年递减态势。

综合来看，德国“绿电制度”包含了两个核心强制目标，一是电网无条件全额收购可再生能源电力，二是高出传统能源的成本由电费附加承担。另外，还规定了电力生产企业向电网提供绿色电力会获得一定的补偿。

正是这种既有强迫又有鼓励的政策设计，让光伏应用的推广获得了资金和动力，也由此带动了上游制造业在全球范围内的快速发展。

因此，从德国等光伏先行市场的成功经验来看，解决好了下游应用端的资金来源，也就解决了整个产业链的资金流问题。

中国光伏产业之所以面临如今的资金流枯竭窘境，除了因外需严重萎缩外，国内应用市场补贴制度的设计不够科学、系统，是根本的原因。

苏维利认为，国内补贴制度存在的最大问题，一是没有按照《可再生能源法》的要求对光伏电力进行全额收购，二是补贴年限的不明确。

据他介绍，目前国内以上网电价获取补贴的光伏电站项目，几乎都采取与当地电网公司一年一签合同的方式。“几乎没有人知道下一年还是不是这个电价，更没有人知道这个电价会执行多少年。”

上网电量的不明确，更是被指责为目前光伏电价补贴制度中的最大不确定性，“今天电网高兴了，你发多少电可能就收多少;明天不高兴了，可能一度也不收。如此一来，我如何计算投资回报?如何跟股东和投资者交代?”苏维利对记者抱怨道。

而目前较受业内制造企业欢迎的“金太阳示范工程”补贴制度，更是饱受诟病。北京辰源创新电力技术有限公司总经理孙建波就认为，“金太阳示范工程”实际上是在鼓励“以次充好”和“假冒伪劣”，其补贴模式存在明显的问题，不仅浪费了原本就很宝贵的资金资源，还涉嫌制造利益寻租空间。

多位业内人士表示，如果不能从源头上理顺目前的补贴制度，光伏这一新兴产业很可能将因此错失最好的发展良机。

源头的压力

经过十年的发展，德国如今已有16%的电力来自可再生能源，不仅超额完成了2000年的目标——到2010年至少有10%的电力来自可再生能源，还把2020年的目标20%提高到了30%。

资料显示，自实施可再生能源制度至今，德国已成功避免将8000万吨左右的二氧化碳排到大气层中，并提供了将近30万个就业岗位。该制度还少见地得到了德国各政治派别的一致支持。

但这一制度在近年来也引起了一些争议，主要原因在于日渐庞大的可再生能源补贴压力。同时，过去10年中，德国电力价格飙升了60%多。一些意见因此认为，正是可再生能源的大量应用拉高了电价。

而国内市场，面临的却是巨大的补贴资金缺口，乃至形成目前无钱可补的局面。

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据业内专家估计，目前财政拖欠可再生能源电力的补贴已高达百亿元。其中，仅欠国电龙源一家企业的电费就在50亿元左右。

2012年10月，财政部明确表态将着手清理拖欠可再生能源电费，但目前也只清欠到了2011年。

2012年11月底，国家发改委、电监会公布了2010年10月-2011年4月可再生能源发电项目补贴分配方案，结清两年前的欠账，但2011年5月~12月的欠账未有下文。

2012年12月19日，财政部拨付2012年可再生能源电价附加补助资金近86亿元，用于补贴2012年1月1日以来列入补贴目录内的可再生能源发电上网电量。根据分配方案，其中风力发电所占比重最高，为58.5亿元，太阳能发电获得的补助最低，仅有7.23亿元。而据测算，目前仅风电所需补贴就在200亿元以上，再加上太阳能、生物质能，86亿元远远不够，缺口巨大。

上述业内专家介绍，由于资金征收不到位、拨付不及时等原因，可再生能源补贴缺口不断扩大，已出现了“寅吃卯粮”的现象。

据不完全统计，2009年全国可再生能源电价附加补贴缺口为13亿，2010年缺口20亿，到2011年缺口已达100多亿。

目前，包括风电、光伏在内的可再生能源电费拖欠，多数都在一年半以上。

国家能源局有关官员也曾公开表示，可再生能源补贴资金缺口巨大，资金很难到位，已严重影响到了可再生能源项目的发展。

根据《可再生能源法》规定，增加可再生能源补贴标准有两个来源，一是可以向中央财政申请专项资金，二是根据可再生能源开发利用中长期总量目标和开发利用规划适时调整可再生能源电价附加。

目前来看，第二种办法也就是再次调整可再生能源电费附加，其可能性较小。一是2012年才由4厘钱调整到了8厘钱，调整幅度高达100%;二是电价的上调将引发一系列的问题，在经济处于弱势的状态下，短期内采用这种做法的难度很大。

解决办法

苏维利认为，要想真正启动中国国内的光伏应用市场，有两个关键问题一定要明确，一是光伏电力的收购比例，二是电价的执行年限。

在他看来，这两点是锁住中国光伏行业发展的主要障碍。这两个问题不明确，“企业没办法清晰地预测投资一个项目的回报，收益也不安全，因此不能形成一个完整的商业模式。”苏维利认为，对于光伏这样一个由政策主导才能发展的行业来说，政府还应该承担起科学设计、合理分配与疏导行业资金流的责任来，而不能仅依靠产业链上下游之间通过市场化的方式来让渡和调整。

“如果形不成一个商业模式，是没人愿意投资的。中国一定要让光伏应用的推广市场化、商业化、法制化。”苏维利表示，天华阳光之所以不敢过多持有国内电站资产，就是因为上述原因，投资的账算不过来。

不仅投资者算不过来账，这也正是银行不愿意给国内光伏电站贷款的根本原因，“如果没有金融机构的参与，对于光伏电站项目这样的资金密集型投资而言，又怎么可能不出现资金流问题?”苏维利认为，光伏电站投资乃至光伏行业要想恢复良性的现金流，必然需要金融机构的参与，需要更多的金融工具，乃至创新的金融手段。但前提是，要让市场中的不确定因素明朗化、透明化。

前述业内专家告诉本刊记者，除了电力体制牵扯不清的因素外，可再生能源补贴之所以出现目前“源头缺水”的局面，还在于事先设计不足，没有人想到可再生能源的发展会如此之快，因此补贴资金的准备上有些不足。

问题因此回到了原点，钱从哪里来?

在这位专家看来，过去数年，中国光伏产业过度依赖海外市场，内需消纳较少，因此对补贴的需求不多。而现在，据他估计，即使目前可再生能源附加电费能够全部足额征收上来，也只能勉强满足当年新增的可再生能源发电项目之用。“随着光伏等可再生能源发电的快速发展，资金不足已成为中国可再生能源发展的最大障碍。除了《可再生能源法》规定的办法外，恐怕还得另想办法予以解决。”

可再生能源的补贴资金压力，对于欧洲等可再生能源发达地区同样存在。有欧洲经济学家建议，由传统化石能源来承担这部分成本，比如对燃烧化石燃料的电厂征收碳税或实行购买碳交易额许可制度来筹集补贴资金，可能是较为彻底地解决可再生能源发展资金的有效办法之一。

赞同这一建议的人认为，逐步淘汰煤炭等化石能源是未来能源结构调整的主要方向，通过为碳定价，可以有效测算可再生能源的价值，可以让市场来决定哪种可再生能源最符合成本效益，这比让政府来定价要有效得多。

在这种形式下，最好的方法还是应由煤炭等传统化石能源来负担发展可再生能源的成本，还不该是普通民众，这样做的另外一个好处就是，从价格上减少传统能源与可再生能源之间的差距，促进公平竞争。