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光伏电站的灰色交易正在急刹车。
10月，国家能源局连续下发3份文件，即《关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知》、《关于规范光伏电站投资开发秩序的通知》、《关于开展新建电源项目投资开发秩序专项监管工作的通知》，明确表明了国家能源局坚决遏制“路条”投机的巨大决心。
“路条”是政府有关部门下发的同意项目开展工程前期工作的批文。由于目前中国光伏发电上网享受国家电价补贴，但补贴资金有限的情况下，光伏电站项目总规模受到一定控制，这时“路条”就成了稀缺货。
业内人士透露，一些规模较小的项目公司与地方政府或相关部门有“特殊”关系，能先拿到某个大型光伏地面电站的批文，然后再将此批文倒卖给有实力建设的公司，从中赚取差价。
据业内人士介绍，目前国内光伏大型地面电站的建设，有70%?80%都是通过“路条”交易完成。而且“路条”交易的价码正水涨船高，由最初的0.2?0.3元/瓦，上升到0.5元/瓦。最高时，达到了1元/瓦。这在很大程度增加了光伏电站建设的成本。
对国家能源局日前的连续重拳，多位业内人士对《财经国家周刊》记者判断，奏效并不容易。
“天价路条”
光伏“路条”主要有两方面费用：“路条”开发的刚性费用，包含了聘请第三方编制项目可行性研究报告、审批费用等明文规定的费用；“路条”增值部分，包括开发者希望获取的收益以及“路条”开发过程中支付的一些灰色成本。
国内一家光伏巨头企业的负责人对《财经国家周刊》记者表示，“路条”刚性费用在0.12元/瓦左右，但目前市面上“路条”的价格都在0.3元/瓦以上，那么超出的部分就是“路条”购买方支付的光伏电站建设的额外成本。
他认为，“路条”只是一个批文，但要经过地方政府六七个部门的关卡，并且是县区级、市级、省级逐一批复，因此“路条”被视为稀缺资源，并由此产生了一条灰色利益链。
据一位专门从事“路条”开发的人士介绍，大型光伏企业很难对“路条”灰色交易产生的费用进行“走账”，再加上“路条”获取的不易，因此大型光伏公司迫不得已从小公司购买“路条”。
2014年年初，由于国家对于光伏发电的支持逐渐转向分布式光伏发电，对光伏大型地面电站的总量严格控制在6GW之内，光伏“路条”的价格也随之悄然上涨。
典型案例是，今年8月，光伏龙头天合光能耗资超过2.4亿元，通过收购云南冶金新能源股份有限公司90%的股权，获得了云南省红河州建水县南庄300兆瓦光伏电站项目的“路条”，平均核算每瓦的路条价格超过0.8元。
值得一提的是，过往的“路条”交易，往往都不为公众所知，但是这次“路条”交易是天合光能和英利能源在云南产权交易所公开竞标达成，成交价格比标的价高出1亿元，因此被媒体称为“天价路条”。
中国循环经济协会可再生能源专委会政策研究主管彭澎告诉《财经国家周刊》记者：“这一事件成为今年八九月份光伏圈内热议的焦点，同时也触动了国家能源局的神经。”
借鉴德国？
对于光伏大型地面电站来说，2014年执行的补贴政策是0.9元/度?0.95元/度，照此测算，一个100MW的电站，一年获得财政补贴超过1亿元。“路条”炒作显然推高了光伏电站的建设成本，让部分财政补贴失去效力。
“这也是为什么国家能源局在10月份连续发文禁止‘路条’投机买卖的原因。”彭澎说。她认为，“路条”交易大部分是通过公司的股权交易或股东变更来实现的，而这些行为都属于市场行为，很难通过行政命令来禁止。
业内人士表示，如果按照文件规定，当项目投资主体或者股东发生重大变化，需要重新备案，那么等于又设了一个门槛，形成二次审批，又创造了新的寻租空间。更重要的是，上有政策下有对策。对于国家能源局发布的这3个文件，规避的路径也很多。比如，小企业拿到“路条”后，可以考虑和大企业合作开发，等光伏电站建成后再转让。
“路条”的实质是政策资源分配权。彭澎认为，目前政府之所以对“路条”炒作很头痛，就是因为没能找到一个合理的分配机制来对其进行管理，政府需要转变对能源的监管方式。
有专家认为，可以借鉴德国经验。中德可再生能源合作中心主任陶光远对《财经国家周刊》记者说：“我们正在研究对比中德两国光伏政策和实施现状，其实光伏‘路条’可以直接取消。”
比如，德国对于光伏电站前期投建不设任何限制，仅规定每年光伏装机量为3GW，分配到每个月为250MW，每个月统计实际的光伏上网电量，并公布一个季度以后的电价补贴额度，通过政府补贴的变化来控制装机的总量和速度。
德国通过这一机制，从2004年至2014年的10年间，将光伏电价补贴总体下降了75%，但反而使光伏的装机总量达到了30GW，成为全球第一大光伏发电国。
陶光远认为，中国的政府相关部门管了不该管的事，因为前置审批往往是滋生腐败的温床，而借鉴德国模式，不仅简单，还可以达到非常好的效果。
对于德国模式，不少业内人士表示赞同，但彭澎表示，中国目前立刻实行这一模式还存在一些现实困难，政府相关部门的管理水平相对滞后，中国光伏项目建成后还要经过一段时间才能并网，相关部门也很难及时准确地掌握并网后的统计数据，这些都成为借鉴德国经验的现实障碍。
10月，国家能源局连续下发3份文件，即《关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知》、《关于规范光伏电站投资开发秩序的通知》、《关于开展新建电源项目投资开发秩序专项监管工作的通知》，明确表明了国家能源局坚决遏制“路条”投机的巨大决心。
“路条”是政府有关部门下发的同意项目开展工程前期工作的批文。由于目前中国光伏发电上网享受国家电价补贴，但补贴资金有限的情况下，光伏电站项目总规模受到一定控制，这时“路条”就成了稀缺货。
业内人士透露，一些规模较小的项目公司与地方政府或相关部门有“特殊”关系，能先拿到某个大型光伏地面电站的批文，然后再将此批文倒卖给有实力建设的公司，从中赚取差价。
据业内人士介绍，目前国内光伏大型地面电站的建设，有70%?80%都是通过“路条”交易完成。而且“路条”交易的价码正水涨船高，由最初的0.2?0.3元/瓦，上升到0.5元/瓦。最高时，达到了1元/瓦。这在很大程度增加了光伏电站建设的成本。
对国家能源局日前的连续重拳，多位业内人士对《财经国家周刊》记者判断，奏效并不容易。
“天价路条”
光伏“路条”主要有两方面费用：“路条”开发的刚性费用，包含了聘请第三方编制项目可行性研究报告、审批费用等明文规定的费用；“路条”增值部分，包括开发者希望获取的收益以及“路条”开发过程中支付的一些灰色成本。
国内一家光伏巨头企业的负责人对《财经国家周刊》记者表示，“路条”刚性费用在0.12元/瓦左右，但目前市面上“路条”的价格都在0.3元/瓦以上，那么超出的部分就是“路条”购买方支付的光伏电站建设的额外成本。
他认为，“路条”只是一个批文，但要经过地方政府六七个部门的关卡，并且是县区级、市级、省级逐一批复，因此“路条”被视为稀缺资源，并由此产生了一条灰色利益链。
据一位专门从事“路条”开发的人士介绍，大型光伏企业很难对“路条”灰色交易产生的费用进行“走账”，再加上“路条”获取的不易，因此大型光伏公司迫不得已从小公司购买“路条”。
2014年年初，由于国家对于光伏发电的支持逐渐转向分布式光伏发电，对光伏大型地面电站的总量严格控制在6GW之内，光伏“路条”的价格也随之悄然上涨。
典型案例是，今年8月，光伏龙头天合光能耗资超过2.4亿元，通过收购云南冶金新能源股份有限公司90%的股权，获得了云南省红河州建水县南庄300兆瓦光伏电站项目的“路条”，平均核算每瓦的路条价格超过0.8元。
值得一提的是，过往的“路条”交易，往往都不为公众所知，但是这次“路条”交易是天合光能和英利能源在云南产权交易所公开竞标达成，成交价格比标的价高出1亿元，因此被媒体称为“天价路条”。
中国循环经济协会可再生能源专委会政策研究主管彭澎告诉《财经国家周刊》记者：“这一事件成为今年八九月份光伏圈内热议的焦点，同时也触动了国家能源局的神经。”
借鉴德国？
对于光伏大型地面电站来说，2014年执行的补贴政策是0.9元/度?0.95元/度，照此测算，一个100MW的电站，一年获得财政补贴超过1亿元。“路条”炒作显然推高了光伏电站的建设成本，让部分财政补贴失去效力。
“这也是为什么国家能源局在10月份连续发文禁止‘路条’投机买卖的原因。”彭澎说。她认为，“路条”交易大部分是通过公司的股权交易或股东变更来实现的，而这些行为都属于市场行为，很难通过行政命令来禁止。
业内人士表示，如果按照文件规定，当项目投资主体或者股东发生重大变化，需要重新备案，那么等于又设了一个门槛，形成二次审批，又创造了新的寻租空间。更重要的是，上有政策下有对策。对于国家能源局发布的这3个文件，规避的路径也很多。比如，小企业拿到“路条”后，可以考虑和大企业合作开发，等光伏电站建成后再转让。
“路条”的实质是政策资源分配权。彭澎认为，目前政府之所以对“路条”炒作很头痛，就是因为没能找到一个合理的分配机制来对其进行管理，政府需要转变对能源的监管方式。
有专家认为，可以借鉴德国经验。中德可再生能源合作中心主任陶光远对《财经国家周刊》记者说：“我们正在研究对比中德两国光伏政策和实施现状，其实光伏‘路条’可以直接取消。”
比如，德国对于光伏电站前期投建不设任何限制，仅规定每年光伏装机量为3GW，分配到每个月为250MW，每个月统计实际的光伏上网电量，并公布一个季度以后的电价补贴额度，通过政府补贴的变化来控制装机的总量和速度。
德国通过这一机制，从2004年至2014年的10年间，将光伏电价补贴总体下降了75%，但反而使光伏的装机总量达到了30GW，成为全球第一大光伏发电国。
陶光远认为，中国的政府相关部门管了不该管的事，因为前置审批往往是滋生腐败的温床，而借鉴德国模式，不仅简单，还可以达到非常好的效果。
对于德国模式，不少业内人士表示赞同，但彭澎表示，中国目前立刻实行这一模式还存在一些现实困难，政府相关部门的管理水平相对滞后，中国光伏项目建成后还要经过一段时间才能并网，相关部门也很难及时准确地掌握并网后的统计数据，这些都成为借鉴德国经验的现实障碍。