據不完全統計，2009年全國可再生能源電價附加補貼缺口為13億，2010年缺口20億，到2011年缺口已達100多億。目前，包括風電、光伏在內的可再生能源電費拖欠，多數都在一年半以上

如果大河源頭缺水，下游又豈有不斷流之理。中國光伏行業的現金流，就正面臨著這樣一種不妙的局面。

業內人士透露，在日前舉行的一個由某央企任業主的光伏電站項目招標中，參與投標者不僅被要求按照投標金額開具40%的銀行履約保函，另外還要承擔10%的質保金，其質押時間高達10年。

據上述業內人士介紹，這已是業內目前的普遍現象。對于光伏制造企業而言，除了較為普遍的賬期幾乎已經被用到了極致外，以設備外加現金被動參與項目的投資，也已為業內常用。

在多數企業利潤率普遍為負的當下，10%的質保金，無異于是壓垮企業現金流的最后一根稻草。

光伏業內的資金流狀況，可見一斑。

天華陽光控股有限公司董事長蘇維利日前在接受記者采訪時，對這一問題表達了他的看法：“如果不能從根本上改變國內光伏業扭曲的現金流狀況，增加再多的安裝量也解決不了行業面臨的困境。”他認為，國內光伏業目前最急需解決的問題，是按照《可再生能源法》的規定，對光伏電力實行全額收購。

從近期的市況來看，因資金流問題受傷的并不僅僅是光伏制造企業，投資者對下游電站的投資熱情，也已出現冷卻傾向。

究竟出了什么問題？

現金流的源頭

盡管成本在近年有取得了巨大的降低，但光伏應用規模化推廣面臨的最大難題，無疑仍然是較高的成本。換言之，光伏高于傳統能源的成本部分得有人來承擔，在其真正獲得平價利用之前，這都是不得不面對的最主要課題。

可問題是，這部分成本究竟該由誰來承擔？

目前世界各國普遍采用的做法，是利用財政補貼來推動光伏應用的發展，再將這部分成本轉嫁至消費者的電費中。

就制度的持續性和嚴謹性來看，在全球范圍內，德國“綠電制度”的設計相對更為完善，較好地解決了光伏推廣的成本難題。

十年前的2000年，德國發動了一場規模空前的可再生能源發展計劃，頒布法律強制電網公司高價購買太陽能電力。其每千瓦時60美分的收購價格，遠遠高于當時每千瓦時約12美分的傳統能源電力價格，且該固定電價的有效期明確為20年。隨后，這一電價根據裝機規模呈逐年遞減態勢。

綜合來看，德國“綠電制度”包含了兩個核心強制目標，一是電網無條件全額收購可再生能源電力，二是高出傳統能源的成本由電費附加承擔。另外，還規定了電力生產企業向電網提供綠色電力會獲得一定的補償。

正是這種既有強迫又有鼓勵的政策設計，讓光伏應用的推廣獲得了資金和動力，也由此帶動了上游制造業在全球范圍內的快速發展。

因此，從德國等光伏先行市場的成功經驗來看，解決好了下游應用端的資金來源，也就解決了整個產業鏈的資金流問題。

中國光伏產業之所以面臨如今的資金流枯竭窘境，除了因外需嚴重萎縮外，國內應用市場補貼制度的設計不夠科學、系統，是根本的原因。

蘇維利認為，國內補貼制度存在的最大問題，一是沒有按照《可再生能源法》的要求對光伏電力進行全額收購，二是補貼年限的不明確。

據他介紹，目前國內以上網電價獲取補貼的光伏電站項目，幾乎都采取與當地電網公司一年一簽合同的方式。“幾乎沒有人知道下一年還是不是這個電價，更沒有人知道這個電價會執行多少年。”

上網電量的不明確，更是被指責為目前光伏電價補貼制度中的最大不確定性，“今天電網高興了，你發多少電可能就收多少；明天不高興了，可能一度也不收。如此一來，我如何計算投資回報？如何跟股東和投資者交代？”蘇維利對記者抱怨道。

而目前較受業內制造企業歡迎的“金太陽示范工程”補貼制度，更是飽受詬病。北京辰源創新電力技術有限公司總經理孫建波就認為，“金太陽示范工程”實際上是在鼓勵“以次充好”和“假冒偽劣”，其補貼模式存在明顯的問題，不僅浪費了原本就很寶貴的資金資源，還涉嫌制造利益尋租空間。

多位業內人士表示，如果不能從源頭上理順目前的補貼制度，光伏這一新興產業很可能將因此錯失最好的發展良機。

源頭的壓力

經過十年的發展，德國如今已有16%的電力來自可再生能源，不僅超額完成了2000年的目標——到2010年至少有10%的電力來自可再生能源，還把2020年的目標20%提高到了30%。

資料顯示，自實施可再生能源制度至今，德國已成功避免將8000萬噸左右的二氧化碳排到大氣層中，并提供了將近30萬個就業崗位。該制度還少見地得到了德國各政治派別的一致支持。

但這一制度在近年來也引起了一些爭議，主要原因在于日漸龐大的可再生能源補貼壓力。同時，過去10年中，德國電力價格飆升了60%多。一些意見因此認為，正是可再生能源的大量應用拉高了電價。

而國內市場，面臨的卻是巨大的補貼資金缺口，乃至形成目前無錢可補的局面。

據業內專家估計，目前財政拖欠可再生能源電力的補貼已高達百億元。其中，僅欠國電龍源一家企業的電費就在50億元左右。

2012年10月，財政部明確表態將著手清理拖欠可再生能源電費，但目前也只清欠到了2011年。

2012年11月底，國家發改委、電監會公布了2010年10月-2011年4月可再生能源發電項目補貼分配方案，結清兩年前的欠賬，但2011年5月~12月的欠賬未有下文。

2012年12月19日，財政部撥付2012年可再生能源電價附加補助資金近86億元，用于補貼2012年1月1日以來列入補貼目錄內的可再生能源發電上網電量。根據分配方案，其中風力發電所占比重最高，為58.5億元，太陽能發電獲得的補助最低，僅有7.23億元。而據測算，目前僅風電所需補貼就在200億元以上，再加上太陽能、生物質能，86億元遠遠不夠，缺口巨大。

上述業內專家介紹，由于資金征收不到位、撥付不及時等原因，可再生能源補貼缺口不斷擴大，已出現了“寅吃卯糧”的現象。

據不完全統計，2009年全國可再生能源電價附加補貼缺口為13億，2010年缺口20億，到2011年缺口已達100多億。

目前，包括風電、光伏在內的可再生能源電費拖欠，多數都在一年半以上。

國家能源局有關官員也曾公開表示，可再生能源補貼資金缺口巨大，資金很難到位，已嚴重影響到了可再生能源項目的發展。

根據《可再生能源法》規定，增加可再生能源補貼標準有兩個來源，一是可以向中央財政申請專項資金，二是根據可再生能源開發利用中長期總量目標和開發利用規劃適時調整可再生能源電價附加。

目前來看，第二種辦法也就是再次調整可再生能源電費附加，其可能性較小。一是2012年才由4厘錢調整到了8厘錢，調整幅度高達100%；二是電價的上調將引發一系列的問題，在經濟處于弱勢的狀態下，短期內采用這種做法的難度很大。

解決辦法

蘇維利認為，要想真正啟動中國國內的光伏應用市場，有兩個關鍵問題一定要明確，一是光伏電力的收購比例，二是電價的執行年限。

在他看來，這兩點是鎖住中國光伏行業發展的主要障礙。這兩個問題不明確，“企業沒辦法清晰地預測投資一個項目的回報，收益也不安全，因此不能形成一個完整的商業模式。”蘇維利認為，對于光伏這樣一個由政策主導才能發展的行業來說，政府還應該承擔起科學設計、合理分配與疏導行業資金流的責任來，而不能僅依靠產業鏈上下游之間通過市場化的方式來讓渡和調整。

“如果形不成一個商業模式，是沒人愿意投資的。中國一定要讓光伏應用的推廣市場化、商業化、法制化。”蘇維利表示，天華陽光之所以不敢過多持有國內電站資產，就是因為上述原因，投資的賬算不過來。

不僅投資者算不過來賬，這也正是銀行不愿意給國內光伏電站貸款的根本原因，“如果沒有金融機構的參與，對于光伏電站項目這樣的資金密集型投資而言，又怎么可能不出現資金流問題？”蘇維利認為，光伏電站投資乃至光伏行業要想恢復良性的現金流，必然需要金融機構的參與，需要更多的金融工具，乃至創新的金融手段。但前提是，要讓市場中的不確定因素明朗化、透明化。

前述業內專家告訴本刊記者，除了電力體制牽扯不清的因素外，可再生能源補貼之所以出現目前“源頭缺水”的局面，還在于事先設計不足，沒有人想到可再生能源的發展會如此之快，因此補貼資金的準備上有些不足。

問題因此回到了原點，錢從哪里來？

在這位專家看來，過去數年，中國光伏產業過度依賴海外市場，內需消納較少，因此對補貼的需求不多。而現在，據他估計，即使目前可再生能源附加電費能夠全部足額征收上來，也只能勉強滿足當年新增的可再生能源發電項目之用。“隨著光伏等可再生能源發電的快速發展，資金不足已成為中國可再生能源發展的最大障礙。除了《可再生能源法》規定的辦法外，恐怕還得另想辦法予以解決。”

可再生能源的補貼資金壓力，對于歐洲等可再生能源發達地區同樣存在。有歐洲經濟學家建議，由傳統化石能源來承擔這部分成本，比如對燃燒化石燃料的電廠征收碳稅或實行購買碳交易額許可制度來籌集補貼資金，可能是較為徹底地解決可再生能源發展資金的有效辦法之一。

贊同這一建議的人認為，逐步淘汰煤炭等化石能源是未來能源結構調整的主要方向，通過為碳定價，可以有效測算可再生能源的價值，可以讓市場來決定哪種可再生能源最符合成本效益，這比讓政府來定價要有效得多。

多數學者認為，至少不應該再由民眾來承擔發展可再生能源的成本，而應該由煤炭等傳統化石能源來負擔。這樣做，不但可以減少傳統能源與可再生能源之間的價值落差，還能有效促進傳統化石能源與清潔的可再生能源之間的競爭。