多年來，在高額補貼政策的驅(qū)動下，我國創(chuàng)造了世界上前所未有的光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展速度，光伏技術(shù)達到了全球領(lǐng)先，形成了完整的具有國際競爭力的光伏產(chǎn)業(yè)鏈，光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)得到 快速發(fā)展，在推動能源轉(zhuǎn)型中發(fā)揮了重要作用。

截至2019年9月底，光伏發(fā)電累計裝機規(guī)模190190MW，其中集中 式光伏發(fā)電裝機131490MW，占比69.14%。光伏發(fā)電新增裝機規(guī)模連續(xù)5年全球第一，累計裝機規(guī)模連續(xù)3年位居全球第一。2019年前三季度，全國光伏發(fā)電量達到1715億千 瓦時。

但另一方面，由于近年來經(jīng)濟下行導(dǎo)致電力需求大幅下降，加之省級電力市場壁壘尚未打破，電網(wǎng)外送通道建設(shè)滯后等原因，導(dǎo)致棄光限電現(xiàn)象層出不窮，再加上可再生能源補貼資金長期拖欠，導(dǎo)致不少企業(yè)遭遇了融資難、資金鏈斷裂等多重困境，面臨停業(yè)、破產(chǎn)的危險。

而曾經(jīng)炙手可熱的電站資產(chǎn)卻成為了企業(yè)手中的燙手山芋，民營電站企業(yè)紛紛在資本市場游走，尋找對手方交易電站資產(chǎn)。然而面對光伏產(chǎn)業(yè)政策不確定性、電站企業(yè)錯綜復(fù)雜的“三角債”和巨大的應(yīng)收賬款等問題，給有意收購光伏電站資產(chǎn)的潛在投資機構(gòu)帶來了很大的困擾，望“電站”卻步。

光伏補貼政策的現(xiàn)狀和發(fā)展

（一）我國光伏補貼政策的更迭和發(fā)展

2005年，《中華人民共和國可再生能源法》首次規(guī)定設(shè)立“可再生能源發(fā)展基金”對以風電和光伏發(fā)電為主的可再生能源發(fā)電進行上網(wǎng) 電價補貼，并在全國銷售電價中征收可再生能源電價附加，以補貼可再生能源發(fā)電項目上網(wǎng)電價高于當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價的差額。截至2019年，可再生能源電價附加征收 標準為每千瓦時1.9分。光伏補貼政策是光伏產(chǎn)業(yè)政策中最重要的部分，對光伏產(chǎn)業(yè)的發(fā)展起到了重要的促進作用，其發(fā)展包括以下幾個階段：

1、核準定價

在光伏發(fā)電發(fā)展初期，為促進國家戰(zhàn)略產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，引領(lǐng)清潔能源發(fā)展的方向，國家采取了核準定價制度。即，依據(jù)項目的建設(shè)成本和生產(chǎn)周期，在保證合理盈利的原則下制定一個固定的上網(wǎng)價格。核準定價盡管沒有體現(xiàn)合理的市場特點，但是對我國光伏產(chǎn)業(yè)的開局起到了重要作用。2008年7月，國家發(fā)改委將上海崇明島前衛(wèi)村1MW、內(nèi)蒙古鄂爾多斯205KW聚光光伏電站上網(wǎng)電價核定為每千瓦時4元。

2、特許權(quán)招標競價

2009年-2010年，為了促進光伏電站的建設(shè)，采取了特許權(quán)招標方式加強光伏電站建設(shè)管理工作。經(jīng)過公開招標，兩批光伏電站特許權(quán)項目落地，特許經(jīng)營期均為25年。其中，2009年甘肅敦煌光伏特許權(quán)項目中標價格為每千瓦時1.09元，2010年13個共280MW的光伏電站特許權(quán)項目中標價格區(qū)間為每千瓦時0.7288-0.9907元。截至2010年底，全國集中式光伏發(fā)電累計裝機容量860MW。

3、已被叫停清算的“金太陽示范工程”

2009年-2012年，國家開展“金太陽示范工程”，從可再生能源專項資金中安排一定資金，支持光伏關(guān)鍵技術(shù)產(chǎn)業(yè)化。財政資金為正在經(jīng)歷資金匱乏寒冬的光伏行業(yè)提供了出路。但是，在工程的推進過程中，出現(xiàn)了賣指標、騙取高額補貼、產(chǎn)品質(zhì)量差等一系列問題。2013年5月初，財政部發(fā)布通知對金太陽項目清算，對未及時完工的項目收回預(yù)撥資金?！敖鹛柺痉豆こ獭本痛送顺鑫枧_。盡管如此，在多重政策激勵下，光伏發(fā)電行業(yè)在這幾年中仍得到了迅猛的發(fā)展。截至2013年底，全國集中式光伏發(fā)電累計裝機容量達到16317MW，比2010年增長了18倍。

4、“上網(wǎng)標桿電價”階段

2011年，我國光伏制造業(yè)遭遇歐美“雙反”調(diào)查，出口量迅速下降，在嚴峻形勢下，為加大國內(nèi)光伏產(chǎn)品的需求，推進大型光伏電站建設(shè)，我國首次出臺“上網(wǎng)標桿電價政策”，即享受中央財政資金補貼的光伏發(fā)電項目，在20年補貼期限內(nèi)執(zhí)行全國統(tǒng)一的固定標桿上網(wǎng)電價，光伏發(fā)電項目上網(wǎng)電價高于當?shù)孛摿蛉济簷C組標桿上網(wǎng)電價的部分，國家給 予補貼。即“國家補貼金額=上網(wǎng)標桿電價-當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價”。2011年年底之前和之后投產(chǎn)的光伏上網(wǎng)電價分別為每千瓦時1.15元和1元。2013年發(fā)布的全國三類太陽能資源區(qū)相應(yīng)的上網(wǎng)電價為每千瓦時0.9元、0.95元和1元。經(jīng)過多次調(diào)整，2018年1月1日之后投運的光伏電站標桿上網(wǎng)電價，每千瓦時0.55元、0.65元、0.75元，Ⅰ類地區(qū)的上網(wǎng)電價比2011年下降了52%。

5、“上網(wǎng)指導(dǎo)價”取代標桿電價

為引導(dǎo)新能源投資回歸理性，推動光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)健康可持續(xù)發(fā)展，2019年4月，國家發(fā)改委將集中式光伏電站上網(wǎng)標桿電價改為指導(dǎo)價，將納入國家財政補貼范圍的三類資源區(qū)新增集中式光伏電站指導(dǎo)價分別確定為每千瓦時0.40元、0.45元、0.55元。至此，執(zhí)行了8年的上網(wǎng)標桿電價成為了歷史。

6、平價上網(wǎng)項目試點（新建電站）

“十三五”以來，我國光伏產(chǎn)業(yè)技術(shù)水平不斷提高，電站建設(shè)成本持續(xù)降低，電力消納狀況好轉(zhuǎn)，項目的經(jīng)濟性穩(wěn)步提升。2019年1月，國家發(fā)布文件，在資源優(yōu)良、建設(shè)成本低、消納市場有保障、投資和市場條件好的地區(qū)，開展無補貼平價（低 價）上網(wǎng)項目。針對平價上網(wǎng)項目，國家發(fā)改委、國家能源局出臺了支持政策：一是，優(yōu)化項目投資環(huán)境，在土地利用及土地相關(guān)收費方面予以支持等。二是，各級地方政府可以出臺一定時期內(nèi)的補貼政策，僅享受地方補貼的項目視為平價上網(wǎng)項目。三是，電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)確保平價上網(wǎng)項目和低價上網(wǎng)項目所發(fā)電量全額上網(wǎng)。四是，鼓勵平價上網(wǎng)項目和低價上網(wǎng)項目通過綠證交易獲得合理收益補償?shù)取?/p>

7、國家補貼競價機制（新建電站）

為了減少光伏行業(yè)發(fā)展對國家補貼的依賴，節(jié)約補貼資金，在推進建設(shè)平價上網(wǎng)項目試點的同時，國家發(fā)改委、能源局也推出了對需國家補貼的項目的競爭配置機制。優(yōu)先建設(shè)補貼強度低、退坡力度大的項目，形成“省內(nèi)競價+國家排序”的競爭性規(guī)則，由地方通過招標等競爭性配置方式組織項目，國家根據(jù)補貼額度通過排序確定補貼名單。但是，納入國家補貼競價范圍項目名單只是取得了補貼資格，最終能否享受國家補貼，還要看項目是否按要求按期全容量建成并網(wǎng)。2019年是實行光伏發(fā)電補貼競價工作的第一年。2019年5月，競價項目申報工作啟動，7月11日，國家能源局正式發(fā)布競價結(jié)果。具體競價項目申請流程可參見國家能源局發(fā)布的《2019年光伏發(fā)電項 目建設(shè)工作方案》。

8、未來向全面平價發(fā)展

隨著光伏發(fā)電技術(shù)進步，國家政策調(diào)控的推進，光伏行業(yè)市場化導(dǎo)向更明確、補貼退坡信號更清晰、消納能力落實更強化，發(fā)電建設(shè)管理機制更加清晰。在“十四五”初期光伏發(fā)電將逐步全面實現(xiàn)平價。

對于未來新建光伏發(fā)電項目，可以分為三種類別進行相關(guān)補貼申請：

平價項目，即不占用國家補貼的 項目為平價項目，主要由地方審批，地方可以發(fā)放補貼，國家不限制規(guī)模；

競價項目，即需補貼的集中式光伏發(fā)電項目參加補貼競價，采取申報電價由低到高排序，直至當年補貼預(yù)算用盡

扶貧項目，單獨專項管理，占用扶貧資金，不占用國家競價補貼規(guī)模。

光伏補貼政策對投資集中式光伏電站的影響

（一）補貼退坡對投資的影響

1、補貼政策的不確定性給投資決策帶來影響

光伏產(chǎn)業(yè)受到國家多個部位、省市主管部門的“多頭”監(jiān)管，導(dǎo)致政策下沉滯后，企業(yè)在投資過程中與各機構(gòu)的溝通成本較大，補貼政策的不確定性給投資決策帶來一定的影響。

2、尚未納入國家補貼目錄的項目，應(yīng)收補貼款的收回存在不確定性。

截至2019年9月底，我國集中式光伏發(fā)電裝機容量為131490MW，而進入前七批可再生在能源補貼目錄的光伏電站規(guī)模共計約50000MW，僅占目前中國總裝機規(guī)模的38%，而且只有2016年3月底前并網(wǎng)的光伏項目，才能獲得補貼發(fā)放的資格。目前，光伏發(fā)電項目普遍面臨3年以上的財政補貼拖欠，幾百萬甚至幾十億的應(yīng)收賬款躺在財務(wù)報表中，直接影響項目現(xiàn)金流，進而影響項目收益率。

另據(jù)媒體報道，財政部正在醞釀新的補貼政策，有可能不再實施第八批可再生能源補貼目錄的申報，將有另外的方案。因此，尚未納入補貼目錄的項目，存在遭遇補貼短期無法獲

取的風險，可能導(dǎo)致項目盈利能力受到影響。

3、補貼金額退坡，對項目收益產(chǎn)生影響

2011年-2019年間，光伏上網(wǎng) 標桿電價從每千瓦時1.15元降低到最低0.4元，下降比例超過65%。然而光伏項目的投資成本、運營成本、融資成本之和下降空間有限。據(jù)測算，如果計入補貼，光伏電站的內(nèi)部 收益率（IRR）可以達到8%-12%，去除補貼后預(yù)計會低于8%，所以在目前建設(shè)成本不能有效降低的情況下，補貼對于光伏發(fā)電企業(yè)的效益影響巨大。

4、地方級補貼取消，對項目收益產(chǎn)生影響。

各地方政府及相關(guān)部門會根據(jù)地方情況，給予光伏發(fā)電項目一定的補貼。比如，某市的光伏發(fā)電項目電價批復(fù)文件中，明確載明了接網(wǎng)、線路補貼金額，但根據(jù)財政部2018年6月11日下發(fā)的通知，可再生能源接網(wǎng)工程項目等不再通過可再生能源電價附加補助資金給予補貼，相關(guān)補貼納入所在省輸配電價回收，由國家發(fā)改委在核定輸配電價時一并考慮。如果未來地方級的補貼全面取消，將在一定程度上影響光伏項目的收益。

（二）“搶裝潮”、規(guī)?；蟀l(fā)展給投資帶來的影響

1、質(zhì)量隱患影響光伏電站未來收益

由于2016年6月30日前，國內(nèi)光伏上網(wǎng)電價調(diào)整的時間節(jié)點集中在年中，光伏電站項目為了趕上補貼政策，急于趕在630之前建成并網(wǎng)，導(dǎo)致從項目立項到并網(wǎng)通常都在搶工期，涌現(xiàn)了很多施工質(zhì)量問題，對后期電站運營帶來了較大的困擾。

2015年，某第三方檢測機構(gòu)曾對32個省市的425個光伏電站所用組建進行檢測，發(fā)現(xiàn)有30%建成3年的電站出現(xiàn)了不同程度的質(zhì)量問題，有些電站設(shè)備衰減率上升到68%。杜邦光伏材料市場部經(jīng)理付波曾表示，“以我國西部地區(qū)20兆瓦作用的地面光伏電站來計算，如果組件壽命能夠達到25年，那么投資的內(nèi)部收益率可以達到升值高于11%；如果 組件壽命只有10年，那么收益率會銳減至4.8%；如果組件質(zhì)量出現(xiàn)問題，同時功率衰減加速，從正常的每年0.8%增加到5%，那么收益率就只剩下2%”。

2、建設(shè)施工期間的合規(guī)瑕疵對項目收益產(chǎn)生影響

由于搶工期，普遍存在“未取得批準而先行建設(shè)”、“未取得備案即開工”等的情況，可能導(dǎo)致未來面臨行政罰款，影響補貼申請或者影響收益。另外，一些項目還因為趕工期，尚未辦理可能導(dǎo)致罰款、停產(chǎn)后果的手續(xù)或文件，可能影響項目收益，最終導(dǎo)致融資主體不適格，失去發(fā)債等融資方式。

3、光伏發(fā)電項目面臨融資路徑少、成本高的困難

由于前期投入大，國家補貼拖延，導(dǎo)致光伏發(fā)電企業(yè)資金困難。而在電站建設(shè)和運營初期就具備完備資質(zhì)、符合通用標準的項目比較少，因此融資路徑有限。

目前采取較多的融資方式，主要包括銀行借款、信托借款、融資租賃等。據(jù)統(tǒng)計，投資公司建設(shè)期融資成本一般在9-12%，運營期融資租賃成本大約8-12%，穩(wěn)定期金融成本大約在6-8%。資金成本上調(diào)1%的情況下，資本金收益率將下降0.81%。如何尋找合適的融資方式獲得較低成本的資金，是光伏發(fā)電企業(yè)未來面臨的問題。另外，投資機構(gòu)還需要面對項目資產(chǎn)抵押情況復(fù)雜的 情形。

（三）電力市場化改革對上網(wǎng)電價的影響

隨著電力市場化改革的推進，上網(wǎng)電價、補貼將受到外部因素以及供需關(guān)系影響。光伏補助標準，是根據(jù)上網(wǎng)電價、脫硫燃煤機組標桿電價等因素確定。而2019年9月26日國務(wù)院常務(wù)會議決定，從2020年1月1日起，取消煤電價格聯(lián)動機制，對于尚未進入市場進行交易的燃煤發(fā)電電量，將現(xiàn)行標桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價+上下浮動”的準市場化機制。由此我們看到，隨著國家電力市場化改革的推進，未來，光伏發(fā)電上 網(wǎng)價格將受到市場供需的影響，進一步影響發(fā)電企業(yè)的收益。

（四）平價時代后，對項目建設(shè)和運營的要求提高

我國光伏技術(shù)成本十年內(nèi)下降了90%，未來下降的空間有限，能否在新建平價上網(wǎng)項目中具有競爭優(yōu)勢，核心在于降低非技術(shù)成本。光伏非技術(shù)成本主要包括初始投資、土地租金和稅費、電網(wǎng)接入費用、人力成本、交易成本、前期開發(fā)費用、各種攤派以及融資成本等?，F(xiàn)在的光伏發(fā)電項目普遍存在稅費較高的情況，尤其在土地費用、融資成本和并網(wǎng)成本、稅費成本這四個部分尤為突出。

光伏補貼退坡后，對投資集中式光伏電站的對策和建議

光伏行業(yè)正在從拼規(guī)模、拼速度向拼質(zhì)量、拼技術(shù)進行轉(zhuǎn)變，投資機構(gòu)仍然可以在光伏板塊尋找到良好的電站資產(chǎn)、合適的投資機遇。結(jié)合前文中探討的投資集中式光伏電站時面臨的困境，為了降低投資風險，確保穩(wěn)定的投資收益，我們對光伏補貼退坡后投資集中式光伏電站項目，提出幾點對策和建議：

（一）跟蹤和研究政策，建立溝通機制，降低政策風險

首先，投資機構(gòu)應(yīng)積極跟蹤政策變化，保持與政府相關(guān)部門的溝通渠道，研究光伏政策變化、電力市場化改革的發(fā)展趨勢，以及對擬投資項目未來收益的影響，并研究對策積極應(yīng)對。

其次，針對尚未進入補貼名錄的項目，督促項目公司按照申報條件，及時與當?shù)卣钊霚贤?，按照國家可再生能源信息管?a target="_blank">中心的要求，填報補貼名錄的申請。

第三，新建平價項目，應(yīng)深入研究地方的補貼政策要點，與當?shù)卣?、能源局、財政局等進行溝通，積極申請地方政府補貼。據(jù)悉，某項目未進入第七批國家可再生能源補貼目錄，但是通過積極爭取獲得了所在省份的批文，項目上網(wǎng)電價執(zhí)行光伏標桿電價加每千瓦時0.1元的省內(nèi)補貼，且補貼3年。

（二）加強調(diào)研、評估、盡職調(diào)查工作，降低或有風險

首先，針對2016年及以前建成并網(wǎng)的集中式光伏電站，應(yīng)加強對關(guān)鍵設(shè)備的質(zhì)量、衰減情況，施工質(zhì)量進行重點評估，全面開展盡職調(diào)查工作。其次，對影響光伏電站收益的兩大指標，內(nèi)部收益率及度電成本進行測算和評估，服務(wù)投資決策。第三、著重對光伏項目資產(chǎn)抵押、或有債務(wù)進行風險排查。第四，對發(fā)現(xiàn)的問題和潛在的風險進行充分溝通，爭取在投資完成前整改，降低或有風險。

（三）加強項目合規(guī)建設(shè)，積極嘗試新的融資方式

首先，在投資推進的過程中，加強項目公司和項目本身的合規(guī)風險排查和合規(guī)工作督導(dǎo)，確保項目主體滿足融資主體的要求。針對趕工期時期普遍發(fā)生的“未批先建”、“未備案即開工”等瑕疵應(yīng)在投資前期盡快解決，以免進一步影響項目融資、發(fā)債、資產(chǎn)注入上市公司的能力或資格。

其次，深入與金融機構(gòu)的合作，嘗試開展發(fā)行綠色債券、應(yīng)收賬款資產(chǎn)證券化等新的融資方式?？梢詤⒖贾袊A能在2017年11月發(fā)行的首單可再生能源電費補貼資產(chǎn)證券化產(chǎn) 品，項目注冊金額50億元，首期發(fā)型規(guī)模為5.3億元，期限36個月，評級機構(gòu)給予項目AAA評級，發(fā)行票面為5.50%，該項目基礎(chǔ)資產(chǎn)即是華能集團下屬風電、光伏等新能源企業(yè)可再生能源補貼資金，募集資金則用于補充新能源企業(yè)現(xiàn)金流。

（四）對于新建項目，盡量降低非技術(shù)成本

隨著光伏組件技術(shù)成的下降，如今非技術(shù)成本的情況決定了項目未來的收益。在電站投資過程中，注重對電站資產(chǎn)非技術(shù)成本的研究，包括土地使用成本，土地使用稅，耕地占 用稅等。在投后應(yīng)對該成本細致化的管控，積極協(xié)調(diào)當?shù)卣?、電網(wǎng)公司，降低土地稅費、租金以及電網(wǎng)接入成本。

（五）對電力消納、外送保障、配套設(shè)施的建設(shè)情況進行評估

在選擇電站資產(chǎn)時應(yīng)充分考慮周邊配套設(shè)置、電力交易機制、電網(wǎng)接入情況等。研究電站周邊是否有建好的升壓站、線路等，選址盡量靠近負荷中心或者特高壓通道換流站周邊。尤其關(guān)注項目地附近特高壓直流外送通道開工建設(shè)情況等。只有限電問題逐步解決，才能降低未來電站的送出成本，確保未來收益長期穩(wěn)定。