这很可能将进一步影响到光伏全行业的现金流健康。
在近日国家能源局发布的《2017年度全国光伏发电专项监管报告》(以下简称“监管报告”)中，这一问题已经有所隐现。
上述报告提到，部分电网企业未执行发电企业与电网企业电费结算相关规定，没有及时足额结算光伏发电项目电费，个别基层供电企业超期1至6个月结算电费，影响了光伏发电项目生产经营和经济效益。西部省份有电网企业在电费结算中过多使用承兑汇票，加剧了光伏发电项目现金流压力。
无独有偶，在同样由国家能源局发布的《2018年12398能源监管热线投诉举报处理情况通报》中，涉及光伏电站的问题投诉也大多集中在电费以及补贴的结算方面。
尽管这一问题的出现多数时候与供电企业的发票开具、财务系统故障等原因有关，但在当下的经济大环境下，如果用电企业因自身现金流问题而无法按时支付电费，则上述个别光伏电站电费结算被拖欠的“技术性”问题，很可能会扩大化和常态化。
而来自一些电力交易中心的信息就显示，已经开始有个别电力用户因拖欠电费被强制性退出了电力交易市场。
结算问题浮出水面
众所周知，光伏电站的电价由两部分构成，一是脱硫煤标杆电价，二是来自可再生能源附加的财政补贴，二者共同构成了光伏电站的收益。
就二者在光伏电站收益中的占比来看，随着光伏发电补贴标准逐渐退坡和一些地区煤电标杆电价的提高，标杆电价部分正呈现出超过电价补贴的趋势。
以甘肃为例，其燃煤标杆电价为0.3078元/千瓦时，作为一类资源区甘肃2017年光伏电站上网电价为0.65元/千瓦时，前者占电站收入的比例为47.35%。而随着2018年1月及5月光伏电站电价下调后，这一占比则增至55.96%和61.56%，绝对值也超过了补贴部分。
在光伏电站国家补贴部分被拖欠的情况下，脱硫煤标杆电费是光伏电站维系正常现金流的最重要来源，如果这部分现金流再出问题，则将导致电站投资企业现金流恶化，并很可能传导至全行业。
前述监管报告在一定程度上显示出了这种趋势。
数据显示，2017 年，国网、南网和内蒙古电力有限公司共支付光伏发电项目电费319.56 亿元，相比转付的国家可再生能源电价补贴资金298.33 亿元，超出了21.23亿元。
而无论是从监管报告还是能源监管热线投诉情况来看，在一些地区，电费结算都存在着超时、承兑汇票比例过大问题。
如：江苏扬州供电公司、山西大同供电公司、阳泉供电公司、山西地方电力有限公司由于抄表不规范等原因，导致光伏发电项目电费结算滞后1至6个月;新疆生产建设兵团第四师电力有限公司全部使用承兑汇票与辖区内光伏发电项目结算2017 年电费，金额约1890 万元;甘肃省电力公司2017 年向光伏发电项目支付电费中，承兑汇票占比约32.36%，等等。
现金流存恶化趋势
如果当前的经济形势不能有效缓解的话，部分地区存在的电费结算超时、承兑汇票比例过大问题，很可能有常态化的危险。而维系光伏电站现金流的另一来源——电价补贴部分，在短期内很难得到彻底解决。
根据资料，最近发布的第七批可再生资源附加资金补助项目名单中，涵盖范围为2016年3月之前并网的光伏电站。当时，全国光伏电站累计装机规模为5031万千瓦，而截止2018年年底时这一数据已增至17400万千瓦。
这意味着，有12369万千瓦的光伏电站仍未纳入到可再生能源补贴范围中。虽然难以计算出拖欠部分的精确数字，但超过2017年所发补贴319.56 亿元这一数额应该不会有什么疑问。
基于此，对于2019年的光伏电站市场而言，尤其是在现金流方面，很可能出现旧问题未解、新问题又浮出水面的局面。
近期国家能源关于今年光伏市场政策的意见稿显示，新的管理方法将“切断”新增装机的补贴拖欠。这对于像滚雪球一般越滚越大的补贴拖欠问题而言，无疑是好事。
不过，存量市场的问题依旧存在，可再生能源补贴资金总盘子的缺口问题目前仍未有根本的解决办法。况且，可再生能源补贴资金对应的并不仅仅是光伏电站，还包括发电量相对更多的风电以及生物质能。
面对如此僧多粥少的现实，如果再悲观一点结合当前经济形势来看，前期光伏电站的补贴拖欠问题，很可能会是一个在短期内根本无解的难题。
在这种情况下，光伏业者可能需要更理性地面对现实，早做预警和预案，要时刻警惕两个方面收益渠道都出现问题的情况，起码应牢牢守住标杆电费这个环节不能出现任何纰漏。
