国内光伏市场启动后，在快速增长的光伏装机之下，也面临着政策完善、企业转型和应对的问题，突出的有国家能源局三令五申治理倒卖“路条”问题，分布式光伏发展依然达不到预期，融资难等。

在接受专访时，晶科能源董事长李仙德认为，市场需求还会继续增长，但已经从早期种种光环下走出来，不单凭靠规模和资本，逐渐成为一个需要比拼技术、成本控制、精细化管理的行业。

针对争论较多的分布式光伏政策，李仙德接受记者专访时称，分布式屋顶光伏电站目前的商业模式不确定性因素仍较多，政策还需要完善，同时要加强政策执行。

地面分布式电站是机会

记者：今年年初国家确定一年8GW的分布式光伏装机目标，从目前进展看，目标肯定完不成，从专业角度看原因在哪里？

李仙德：2014年光伏行业最热门的话题之一就是分布式的发展，年初也定下来8GW的装机规模，然而实际项目并网情况与8GW确实会有差距。其主要原因还是在于目前分布式的商业模式不成熟，尤其是屋顶分布式项目：终端用户消纳的不确定性和持续能力、电站完工后产权的风险性，这几个问题都会影响分布式项目的投资回报率。

另外一方面，分布式项目结算新政推出的时间相对晚。今年9月份，国家能源局新的分布式政策规定：单个项目20MW装机以下，接入35千伏以下电网，利用荒山荒地的光伏电站都算分布式，并且可以按照“全额上网”的方式，即项目的全部发电量由电网企业按照当地光伏电站标杆上网电价收购。我们可以称之为地面分布式，地面分布式的前景很好，未来装机量会比较大，带动总体分布式装机装模扩大，可以弥补屋顶分布式电站数量的不足。

所以尽管今年分布式接入电网的项目规模不到8GW，但项目开工量并不少，甚至可能超过8GW。主要是因为9月份的分布式新政之后，东部地区11月，12月有不少地面分布式电站正在开工建设。

记者：以往光伏电站分为大型地面电站和分布式光伏电站，而且地面电站更受开发商青睐，从补贴和政策角度，地面电站、分布式的优劣在哪儿？

李仙德：地面电站的优劣也非常明显，地面电站通常建设在光照条件较好的西部地区，结算统一、投资回报清晰可预见，商业模式成熟，因此投资者也比较青睐。但它存在的问题就是资金补贴滞后，对企业的资金实力要求比较高。

分布式的劣势如我们之前谈的，商业模式不成熟、投资回报率不确定，因此项目的融资比较难，另外项目的管理成本也较高。

其中的地面分布式电站，从投资角度而言，9月新政之后，如果按照全额上网方式，电价标准参照当地光伏电站标杆上网电价，比如东部地区按照1元/度上网电价。这样的话，地面分布式电站当月结算，电网公司代付，不需要走财政补贴的程序。如此就解决了我们之前说的分布式投资回报不确定、补贴滞后的问题。

但另一方面，如果分布式业主的电力消纳情况好，发电能全部自行消纳，在东部地区工业电价0.9元左右的基础上加全国统一度电0.42元的补贴，可以得到1.32元/度左右的收益，则就高于全额上网1元/度的水平。

但不管怎么样，9月份的新政，对于推动分布式的发展大有利处。

记者：国家对分布式光伏寄予厚望，并不断出台政策推动分布式光伏发展。对国内分布式光伏政策设计有什么建议？

李仙德：这是一个商业模型，即投资回报率的问题。大型地面电站的商业模型已经成熟，投资者可以参照电站建设运营成本、太阳能资源情况、上网标杆电价计算出未来投资收益。

分布式电站则比较复杂，风险较大。具体来说，像屋顶分布式电站牵涉到三方利益。一个是投资电站的开发商，第二个屋顶的产权方，还有电网。开发商利用业主的厂房屋顶，双方签署能源管理合同，业主消纳不完的电力余电上网。

首先面临电费收取的问题，地业主方可能存在拖欠电费的风险。此外还有用电数量和用电持续性的不确定性，开发商的电卖给业主按照工业电价标准是0.9元，加上国家补贴0.42元，合计1.32元/度，财务模型清晰可预测。但如果业主消纳不了，余电上网部分，是按照脱硫标杆电价加0.42元补贴，合计在0.82元/度左右，财务模型就完全不同了。

屋顶分布式电站的产权也不清晰。屋顶是业主方的，电站是开发商的，如果业主未来要拆掉厂房建大楼，就会面临电力消纳、产权的纠纷。

国家在推广浙江嘉兴屋顶分布式的经验。嘉兴分布式电站实行统一管理，统一收电费，并成立部门专门协调电费收取，还调剂余电消纳。一家没用，可以调剂到另外的工厂用电。嘉兴民营企业多，又是缺电区域，经济比较好，当地还有额外的补贴，是否能推广还要看各地实际情况。

国内的政策很有针对性，但还要看实际执行落实情况。屋顶分布式还需要一些政策调整，解决各方担忧。政策执行层面需要进一步具体化，比如江西在地面分布式发展中的问题，80%是林地，不属于荒山荒地范畴，或许可以变通一下。

市场化方式杜绝路条倒卖

记者：国内政策推动下，市场发展很快，也有一些新问题。比如，炒卖路条一段时间很突出，应该怎么杜绝这种情况？未来整体市场前景如何？

李仙德：目前光伏电站的审批权已经下放地方，能源局只管理和分配装机规模。地方政府有自身考虑，把路条批给当地企业。但光伏电站的建设不仅对企业的实力有要求，同时也要求企业具备行业专业度专业性。

当地获得路条的企业不一定是专业光伏公司，从银行融资又有难度。对电站建设不专业，难以保证电站质量，所以就寻求转让。现在进入光伏电站的资本越来越多，路条转让价格也水涨船高，中间赚取暴利，加重了行业成本，对行业发展不利。

地方政府在批路条时，应该选择有资金实力和行业专业的公司，对推动地面电站大规模、高质量的建设有好处。

我倾向于市场化方式选择电站开发商，不要草率规定门槛，否则又成了限制某类企业投资，其它类企业独享市场。国家出台政策限制炒卖路条是好事，但目前更像是和地方政府的约定，没有具体配套措施，如果还有倒卖路条，怎么惩罚、怎么制约企业，还不清楚。

对于未来，市场需求讲，我认为从2004年以来市场需求增长很快，全球光伏装机容量从1GW到45GW以上，系统和组件成本都在不断下降，如果2020年做到平价上网，市场的前景还是很好。

记者：晶科能源制造业排名不断上升，同时也在做晶科电力，制造业见长的公司在电力领域有什么优劣势？

李仙德：很多公司做下游电站，是为了推动上游制造业出货量。我们不同，晶科能源制造方面的产品质量、成本控制、规模化优势，已经在行业内处理领先地位。我们做电站，是公司从制造行业到能源供应商的转型。

基于此，我们把晶科电力从晶科能源中分拆出来。制造业和电力投资是不同的商业模型。我们定位是，无论制造业还是电力投资，都要在市场上有竞争力。制造业和电力投资面对的竞争对手不同，制造业的竞争对手是传统的制造企业，电力投资的竞争对手是国有发电集团，中民投，顺风等。

晶科电力分拆吸引了三家股东，分别是麦格理、国开金融、新天域，再加上商业模式的优势、集团母公司的技术专业性，我相信晶科电力在行业内具备很强的竞争力。

记者：电站开发商与传统制造业差别很大，需要的资金、管理能力都更高，对于光伏制造公司转型发电企业有什么看法？

李仙德：经营模式还是最重要的。每个企业的经营模式都不一样，每个区域市场产生的经营模式也有区别。公司转型要选择适合市场的经营模式。常见的能源公司，是购买电站并持有经营。我们从制造业转型做能源供应商，涉及的产业链条更长，包括了项目开发、EPC、项目融资、项目建设、电站运维。

这种模式有优势，就是成本低，相关产品都是自己做，质量有保证。也有弊端，产业链太长，需要管理到位，衔接不好就会出问题。

记者：电站开发需要沉淀很多资本，如何应对随之而来的融资挑战？

李仙德：太阳能发电站更多是一个投资行业。建设期需要投入巨资，收回成本的时间较长，资本金可能需要7到8年才能收回。建成后，只要太阳升起就能发电，后期供应链和管理成本都可以忽略不计。

也是因为如此，国外光伏发电发展很好，很多大型投资机构包括社保基金、养老基金都持有行上市融资，为电站建设不断筹集资金。

另外也要不断创新融资模式。国内电站资产证券化一直为业内关注，在我看来，新的融资形式主要看政策。比如余额宝可不可以为光伏电站集资，需要相关部门审批。目前看，国内也有一些创新的金融产品，比如融资租赁等模式。

对于企业而言，资金成本非常关键。无论何种融资方式都是资金成本的比拼，电站收益高于资金成本就是成功的融资途径。

光伏电站，获取稳定收益，从不担心后期有什么问题。

对于晶科电力来说，我们已经完成麦格理、国开金融、新天域三家的股权投资，接着还将进接着还将进行上市融资，为电站建设不断筹集资金。

另外也要不断创新融资模式。国内电站资产证券化一直为业内关注，在我看来，新的融资形式主要看政策。比如余额宝可不可以为光伏电站集资，需要相关部门审批。目前看，国内也有一些创新的金融产品，比如融资租赁等模式。