自2012年歐盟和美國反傾銷調查以來，中國多晶硅-光伏行業遭遇了近10年來前所未有的挑戰。2012年底，國務院常務會議上，一系列扶持政策的發布，一方面，強調在市場倒逼機制下鼓勵企業兼并重組，淘汰落后產能，嚴格控制新上單純擴大產能的多晶硅、光伏電池及組件項目;另一方面，擴大了國內光伏電站的市場需求，更提高了電站并網運營的盈利預期。
2013年1月7日，全國能源工作會議強調，今年全國能源系統將重點做好八個方面工作，其中包括大力發展新能源和可再生能源，大力發展分布式光伏發電等。會議還提出2013年實現全國光伏發電裝機1000萬千瓦的發展目標。
行業人士這樣評價，近期的會議和政策，猶如強心劑，將對國內光伏電站的開發起到極大促進和助力作用。但是，在熱潮掀起之時，專家也預警，國內光伏電站建設已有過度開發的苗頭。大量電站建成卻未運營，就像新建卻空置的房屋，對于整個產業來說，最終可能會引發嚴重的資金鏈危機。
BT模式：買方市場形成
完整的光伏電站產業鏈包括：多晶硅生產企業、上游組件制造企業、開發電站的系統集成商、運營電站的電站業主，以及購買電力的用戶等。和其他環節相比，光伏電站開發由于在技術、市嘗資金及產業鏈四大方面的競爭門檻較高，無疑是全產業鏈中綜合競爭能力最強的一環。
2012年9月，國家發改委首次明確光伏電站上網電價為每千瓦時1元和1.15元兩個標準，以光伏發電1.4~1.5元左右的成本計算，加上政府補貼電價，光伏發電仍然有利可圖。利好一出，受困于產能過剩和貿易壁壘寒冬的光伏制造企業為消耗庫存，盤活資金，紛紛跨步，涉足下游，加大電站投資力度。此外，包括國電、大唐、中電投等大型電力國企在內的各路資本也參與其中，隨著競爭主體多元化，業界掀起了電站開發熱潮。
但是，值得關注的是，和一些擁有光伏產業相關自主知識產權技術的企業的BOT(建設-運營-轉售)光伏電站運營模式相比，大多數光伏制造更傾向于 BT(建設電站-轉售)模式。由于BT模式的進入門檻較低，以電站建設平均成本15元/瓦計算，建成電站能以高于16.5元/瓦的價格轉售，其凈利潤率明顯高于嚴重虧損的傳統光伏制造業務。
BT模式中影響企業利潤率的，主要是電站的售出價格。國內光伏電站的收購方主要為國有電力公司、基金投資公司等。一方面，制造商一窩蜂地涌入市場開發電站，希望能把握則將實現近10%的凈利潤率;另一方面，電力公司也逐步轉向自己投資建設電站，基金投資公司也日趨謹慎，都導致電站轉讓市場成為買方市常
此外，由于制造商急于消化庫存，光伏組件價格進入快速下降通道。公開數據顯示，過去6年中，光伏組件價格下降86.6%，系統價格下降了 83.3%，目前包括龍頭企業在內的光伏產品毛利率均低于10%，有的甚至出現負毛利率。隨著組件、系統等價格的下降，更加劇了光伏電站銷售的“價格戰”，使BT模式利潤率快速下滑。
以上種種情況，都不免令人產生這樣的擔憂：電站開發過度，越來越多的電站建成卻賣不出去。一旦電站賣不出去，制造商不僅將面臨資金占用壓力，其自身運營電站還可能導致虧損。中銀國際證券預算顯示，當電站銷售價格下降到9元/瓦時，BT模式的凈利潤率只有0.6%，電站運營7年才能達到盈虧平衡，企業資金無法快速回籠，可能面臨資金鏈斷裂風險。
更為雪上加霜的，是“倒賣路條”怪象。“路條”指包括組件、系統部件及施工、電站項目等在內的政府批文。公共媒體曝光過國內光伏電站開發的重點地區 ----青海省的“路條市潮：一個10兆瓦電站的路條經倒手后可以從60萬~70萬元賣到200萬元。業內人士透露，甘肅、新疆光伏電站“路條”的價格更是翻番。高企的路條費，間接拉升了企業投資電站的成本，加大了后續資金風險爆發的隱患。
風險：從顯現到驟增
電站開發不是金融游戲，資金鏈危機可以將企業置于死地。數據顯示，2012年前三季度，包括無錫尚德電力、賽維LDK和英利綠色能源等龍頭在內的幾乎全部光伏企業均持續虧損，尚德和賽維還一度盛傳破產消息。
對業界有所警示的，還有2012年年中尚德電力在意大利建設電站項目引發的“反擔保騙局”。據了解，為消納自身光伏設備并通過轉售或運營電站獲利，尚德利用其控股的GSF基金撬動銀行的貸款，在意大利投資建設光伏電站。整個鏈條順利運行的前提，是電站順利售出或政策運營、迅速并網發電，并得到當地政府補貼。但是最終，該項目最終并未順利并網發電，加之虛假反擔保的罪名，使尚德陷入了嚴重的資金鏈危機。
另外，電站開發需要具備一定技術能力。光伏發電領域在我國還處于起步階段，技術亟待推廣，水平也需廣泛提升，一個設計細節都可能影響整體運營成本。而且，有些問題，只有待電站真正運營起來，才能被發現并解決。但是以目前情況來看，光伏制造商快速出手，為使資金流動起來而建設電站的過程中，對專業的開發和運營能力并未提出要求，技術水平更令人堪憂。對此，專家表示：大干快上的熱潮中，電站開發的質量無法保證，必將加出現大豆腐渣工程的可能。
此外，制造商經營領域的盲目延伸，也嚴重擠壓了電站開發主角----系統集成商的利益，“攪混了市潮。集成商表示，原來依靠在電站開發中銷售組件的差價而賺取的利潤，如今被制造商的直銷而剝奪;而華能、大唐等國企與電力公司的背景關系，在協調電網的能力上顯然也比集成商更具有優勢;集成商的盈利空間逐漸被蠶食，行業無序發展情況嚴重。
補貼：缺口不補，困局難破
除了價格戰和質量問題，電站開發盈利的最大問題----光伏并網、并網電價、補貼等方面政策，或不明朗，或仍待落地，都使企業面臨的多方面風險未消。
以補貼為例。可再生能源補貼是國家根據特許權招標對風電、光伏等可再生能源發電確定的高于常規火電的上網電價。結算時，電網公司負責結算當地火電脫硫上網電價部分，剩余部分即為可再生電價補貼，由電力消費者承擔，由國家財政組織資金發放。2006年7月至今，每千瓦時電量的可再生能源電價附加費已從 1厘錢漲到8厘錢，但仍跟不上風電和光伏發電項目增長的步伐，補貼資金缺口不斷拉大。2012年年初，《人民日報》曾援引財政部人士的話稱，2010年度可再生能源電價附加缺口20億元左右，2011年缺口100億元左右。能源局內部人士透露，2012年缺口或達200億。
2012年12月4日，國家發改委網站發布《關于可再生能源電價補貼和配額交易方案(2010年10月~2011年4月)的通知》，意味著拖欠多時之后，新一輪電價補貼結算終于展開。但是，即便本輪結算完成，在2011年4月到2012年12月之間，還有近20個月的電價補貼沒有著落。2012年 12月18日，財政部官網公布《關于預撥2012年可再生能源電價附加補助資金的通知》，安排85.97億元用于預支2012年1月1日以來的可再生能源電價附加資金補助，其中風電58.5億元、光伏7.23億元、生物質20.23億元。但這一數字，與2012年所需總量相比仍有不小的差距。
“兩個問題：一是量不足，一是拖欠時間太長，我們企業也在呼吁解決這個問題。”龍源電力集團股份有限公司副總經理張源表示。
補貼不能及時到位，會導致供應商、開發商、投資商之間的三角債，長此以往，企業就沒錢去做研發和質量改進，零部件的質量也會下滑，最后必然導致整個行業設備質量下滑。“兵馬未動，糧草需先行，補貼資金不解決，企業即便進行投資，補貼資金不到位也會帶來產業鏈上游的噩夢。”
目前，我國“十二五”(2011年~2015年)規劃的光伏裝機為20吉瓦，從目前地面電站、金太陽示范工程和分布式光伏集中示范區的項目規劃來看，這一目標很可能進一步上調，甚至有望達到40吉瓦。專家表示，在這個龐大的目標之下，中國的當務之急是解決補貼欠賬問題，進而理順整個可再生能源管理和補貼機制，這對中國未來的新能源發展至關重要。
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