按照國家規(guī)劃，到2020年國內(nèi)光伏電站裝機規(guī)模為150GW，2015年底我國光伏累計裝機超過43GW，也就是說未來5年內(nèi)光伏發(fā)電行業(yè)的年復合增長率高達28.39%。
由于國家對光伏產(chǎn)業(yè)的扶持，尤其是對光伏電站上網(wǎng)電價和補貼長期支持，使得光伏電站這個行業(yè)具備獲得長期現(xiàn)金流和盈利的能力。
光伏電站的建設和運營受益于上游及中游行業(yè)規(guī)模的擴大和組件成本的降低，在總體造價成本降低及組件整體質量提高的雙重條件下，作為光伏產(chǎn)業(yè)最下游的一端，光伏電站資產(chǎn)收益率顯著提高。
雖然國家近期發(fā)出建議稿指出，建議光伏電站進行競價上網(wǎng)。此次征求意見的主要原因，一是部分地方政府隨意分配指標，加上一些公司使用低質組件盲目的以獲取補貼為目的；二是電站整體造價降低，而上網(wǎng)電價和補貼的制定標準是在之前較高的造價成本之上確定的。如果該意見稿最終實行，會對光伏電站的整體收益產(chǎn)生一定程度影響，但會利好具備資金優(yōu)勢和組件制造規(guī)?；钠髽I(yè)。
而在光伏電站這種類金融類資產(chǎn)上，最大的看點在于抵押再融資、融資租憑、互聯(lián)網(wǎng)金融、眾籌、信托等各類型的資產(chǎn)證券化方式。一旦大眾/機構投資者認可其投資邏輯，對于電站持有方來說即可有效地盤活資產(chǎn)，如：降低財務費用、加杠桿、加快新的電站資產(chǎn)建設和分散投資風險等。
【光伏電站行業(yè)概述】
1.1光伏電站產(chǎn)品分類及用途
光伏電站可分為：分布式光伏電站和集中式光伏電站兩類。
1.1.1分布式光伏電站
分布式光伏電站是指位于用戶附近，所發(fā)電能就地利用，以低于35千伏或更低電壓等級接入電網(wǎng)，且單個并網(wǎng)點總裝機容量不超過6MW的光伏發(fā)電項目。
(居民區(qū)使用的分布式屋頂發(fā)電)
1.1.2集中式光伏電站
集中式光伏電站主要利用大規(guī)模太陽能電池陣列把太陽能直接轉換成直流電，通過防雷匯流箱和直流配電柜，把多路直流匯入到光伏逆變器，光伏逆變器把多路直流電變換成交流電，再通過交流配電柜、升壓變壓器和高壓開關裝置接入電網(wǎng)，向電網(wǎng)輸送光伏電量，由電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)配向用戶供電。集中式光伏電站不能直接接入電網(wǎng)，需要通過110KV升壓站接入電網(wǎng)。
(集中式光伏電站)
1.2光伏電站行業(yè)經(jīng)營模式分析
目前，光伏電站領域的業(yè)務方向主要包括EPC、BT/BOT以及運營等模式：
1.2.1EPC就是光伏電站的工程總包方，即按照合同約定，承擔工程項目的“設計、采購、施工、試運行服務”等，并且對承包工程的質量、安全、工期、造價全面負責，而相應的工程承包商必須具有EPC資質。EPC類似于工程服務的模式，合同金額扣除總包成本為公司利潤，利潤率7~8%左右，會受益組件等產(chǎn)品價格下跌。從利潤增長來看，由于利潤一次性確認，因此盈利增長依賴每年公司在手新增裝機增速。
1.2.2BT/BOT方式則是指公司作為電站的開發(fā)商，通過招標確定項目建設方(EPC)，建設方組建項目公司展開工程的施工等。開發(fā)商負責整個項目的融資、投資和建設等。項目建設完成后，建設方將項目轉交給電站開發(fā)商，經(jīng)過其驗收合格后，開發(fā)商負責電站的順利并網(wǎng)及拿到補貼，再以合理的利潤將電站轉手賣給電站運營商。BT模式的利潤來源為電站成本與出售價格的差，目前電站交易一般以保證收購方全自有資金收益率為標準，同時受到市場環(huán)境、談判能力等多方面影響。從盈利增長動力來看，BT業(yè)務利潤增長來自于每年確認的電站銷售規(guī)模增長。BT/BOT類似于地產(chǎn)開發(fā)商模式。
1.2.3運營即在項目建成后不以出售為目標，主要是通過自持獲得發(fā)電利潤和補貼。運營業(yè)務盈利增長與累計裝機規(guī)模增速相關，其盈利增長趨勢更為確定和穩(wěn)定，運營類似于商業(yè)地產(chǎn)運營商模式。
【中國光伏電站行業(yè)發(fā)展政策環(huán)境分析】
2.1政策環(huán)境綜述
各國政府出臺的一系列扶持政策，是光伏產(chǎn)業(yè)成長的另一大催化劑。出于自身的匱乏、比例的失調(diào)、環(huán)保的訴求或是自身日照資源的稟賦，德國、意大利、西班牙、日本、中國、美國等都出臺過一系列政策扶持本國光伏的發(fā)展。這些政策主要可分為兩大類，法律類保障以及補貼、優(yōu)惠類扶持。
2016年1月25日，工信部旗下的賽迪智庫發(fā)布了一份名為《2016年中國光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展形勢展望》的報告(以下簡稱“報告”)。報告指出，雖然面臨局部地區(qū)限電、補貼拖欠、上網(wǎng)標桿電價下調(diào)等問題，但政府將通過提升可再生附加、優(yōu)化電站指標規(guī)模發(fā)放等破解瓶頸，而產(chǎn)品價格的持續(xù)下降也將抵消電價下調(diào)和限電帶來的影響，預計2016年我國光伏裝機將達20GW以上。
國內(nèi)可再生支持政策始終在加碼，制約光伏行業(yè)發(fā)展的電站質量、限發(fā)、補貼發(fā)放不及時等問題，都有望在“十三五”期間一并解決(國家局新和可再生司處長董秀芬宣布“十三五”光伏裝機目標上調(diào)50%，即2020年光伏發(fā)電規(guī)模從之前的1億千瓦上調(diào)至1.5億千瓦)也就是說到2020年國內(nèi)總規(guī)劃裝機規(guī)模為150GW。根據(jù)報告中數(shù)據(jù)顯示，到2015年底，我國光伏累計裝機超過43GW，也就是說未來5年內(nèi)光伏發(fā)電行業(yè)的年復合增長率高達28.39%。
另外報告中指出，由于當前光伏行業(yè)仍面臨著融資難、融資貴、補貼拖欠、稅賦負擔重等問題，報告提出了“應創(chuàng)新金融扶持手段，設立投資基金，支持企業(yè)技術創(chuàng)新，加強統(tǒng)籌協(xié)調(diào)，保障發(fā)電全額收購”等多項建議。
2.2部分相關政策
2.2.1明確在可再生富及地區(qū)開展試點；加強對試點工作的組織領導；切實做好試點工作——《國家發(fā)改委辦公廳關于開展可再生就近消納試點的通知》。
2.2.2確定至2030年前，二氧化碳排放達到峰值，單位國內(nèi)生產(chǎn)總值二氧化碳排放比2005年下降60%~65%，非化石占一次消費比重達到20%左右——中國向聯(lián)合國提交的《強化應對氣候變化行動—中國國家自主貢獻》。
2.2.3“為支持行業(yè)發(fā)展，光伏補貼未來8—10年不會停”——國家局新和可再生司副司長梁志鵬發(fā)言稿。
2.2.4對2015年1月1日至2019年12月31日期間并網(wǎng)發(fā)電的分布式光伏發(fā)電項目，按照實際發(fā)電量給予每千瓦時0.3元(含稅)的獎勵，連續(xù)獎勵5年，加上國家對分布式光伏項目每千瓦時0.42元的補貼，北京市的分布式光伏項目能夠拿到每千瓦時0.72元的資金支持——北京市財政局、發(fā)改委聯(lián)合發(fā)布實施的《北京市分布式光伏發(fā)電獎勵資金管理辦法》。
2.2.52020年將實現(xiàn)“光伏發(fā)電與電網(wǎng)銷售電價相當”——國務院發(fā)布的《發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃(2014～2020年)》。
【光伏行業(yè)產(chǎn)業(yè)鏈分析】
3.1光伏開發(fā)情況介紹
3.1.1與其他相比，太陽能是開發(fā)潛力最大但已開發(fā)比例最低的類型。2014年中，全球僅有0.9%的電力來源于光伏裝機，而風電、水電及不可再生發(fā)電比例分別達3.1%、16.6%和77.2%，光伏仍然有巨大的可開發(fā)能力。太陽能在能量轉換過程中不產(chǎn)生廢棄物，不影響環(huán)境，也沒有核廢料泄露的隱患。光伏發(fā)電能夠顯著降低碳排放量，在當前霧霾日漸嚴重的情況下對改善空氣質量至關重要。同時，現(xiàn)在光伏電站已經(jīng)能夠開發(fā)碳排放交易產(chǎn)品，在減排的同時可以增加收入。
3.1.2目前光伏的開發(fā)比例較低的原因有如下幾條：
一是光伏行業(yè)大規(guī)模的生產(chǎn)應用在2004年以后才開始，最開始大規(guī)模發(fā)展是在歐洲。最近才在亞洲尤其是中國和日本大力發(fā)展起來。
二是因為光伏組件成本較高，造成光伏電站造價較高，加上能量轉換效率通常不到20%，于是發(fā)電成本較高。目前光伏發(fā)電的成本約0.9~1元/度，與火電0.35~0.6元/度的成本相比較為高昂。
三是過度依賴政府補貼。較高的發(fā)電成本限制了光伏發(fā)電的經(jīng)濟性，目前光伏電站的發(fā)展依賴于政策。
3.1.3但隨著光伏技術的不斷進步，尤其是造價降低和能量轉換效率的提高，使得光伏發(fā)電的成本將逐年降低，未來光伏與火電的成本差價將逐漸接近甚至于更低。根據(jù)我國資源綜合利用協(xié)會發(fā)布的《中國光伏發(fā)電平價上網(wǎng)路線圖》，到2020年前后，光伏就將實現(xiàn)發(fā)電側的平價上網(wǎng)而不再依賴政府補貼，成為具備競爭力的。
3.1.4光伏電池能夠大規(guī)模生產(chǎn)的另一重要因素就是制造成本的快速下降，一方面得益于制備工藝與技術的進步，另一方面得益于規(guī)模擴張致使的成本攤薄效應。
3.1.5全球光伏產(chǎn)業(yè)的大規(guī)模擴張使得成本呈指數(shù)級下降，根據(jù)歷史數(shù)據(jù)測算，裝機規(guī)模每增加100%，電池組件成本下降20.9%，價格從1977年時的76.67美元/瓦迅速降低到現(xiàn)在的0.7美元/瓦。在發(fā)電成本方面，晶硅電池的度電成本已降至約0.14美元/度。在用電成本較高的國家，光伏發(fā)電已實現(xiàn)居民用電側的上網(wǎng)平價；在我國，也已經(jīng)與工業(yè)用電價相當。
3.2光伏產(chǎn)業(yè)鏈介紹：
光伏產(chǎn)業(yè)鏈如下圖：
3.2.1上游部分：
從晶硅開始，歷經(jīng)硅棒、硅片，到最終制成電池片，晶硅的價格變動一步步傳導至中游的電池片環(huán)節(jié)。
在光伏電池種類方面，晶硅電池占據(jù)90%左右的份額，其中多晶硅是主流。隨著晶硅材料的不斷走低，其下游產(chǎn)品硅棒和硅片的價格也同步下跌。薄膜電池雖然有各種優(yōu)勢，但受限于產(chǎn)能和價格因素，至今仍處于初步發(fā)展期，還無法形成大規(guī)模商業(yè)化。2014年我國產(chǎn)出的電池中，多晶與單晶電池占比在87：13左右，而全球平均比例約為2：1。其原因在于，我國光伏電站以地面集中式為主，多晶硅成本相對較低而占據(jù)了主導地位；而國外以分布式的屋頂電站為主，所以大多數(shù)采用能量轉換效率更高的單晶電池。
多晶硅原材料最近的價格走勢如下：
2015年6月，國家局、工信部、國家認監(jiān)委聯(lián)合發(fā)布《關于促進先進光伏技術產(chǎn)品應用和產(chǎn)業(yè)升級的意見》，提出實施光伏“領跑者”計劃，推廣高效光伏組件，要求多晶硅和單晶硅光伏組件的光甴轉換效率應分別達到16.5%和17%以上。實際上，最近幾年單晶和多晶電池都保持了約每年0.3%效率的提升，2014年我國企業(yè)的單晶平均效率已達19.3%，多晶硅達17.8%，已經(jīng)完全滿足該意見的計劃要求。國內(nèi)部分優(yōu)質廠商的多晶硅平均效率大多數(shù)超過上述標準，甚至達20%以上。
根據(jù)第三方機構PVinsights公布的數(shù)據(jù)，單晶和多晶硅片的價差持續(xù)縮小。單晶硅片從2015年1月的1.15美元/片(156mm*156mm規(guī)格)降到2016年1月0.89美元/片。而多晶硅片的價格一致維持在0.9美元/片附近。單晶電池的價格也從2015年1月的1.83美元/片(156mm*156mm規(guī)格)降到了2016年1月的1.6美元/片，已經(jīng)和多晶電池的1.48美元/片極為接近了。
單晶產(chǎn)品相對不再“昂貴”的主要原因是成本的大幅下滑，尤其體現(xiàn)在硅片制造環(huán)節(jié)。從長遠角度來看，未來單晶和多晶組件有望在每瓦成本和售價方面均實現(xiàn)平價，更加有利于分布式電站的發(fā)展。
3.2.2中游部分：
這部分組件中成本占比較大的為電池片、EVA膠膜、背板/背膜、玻璃、接線盒等，再加上逆變器、變壓器、電纜等配套設施即構成下游的光伏應用系統(tǒng)，通常為大型集中式地面電站和小型分布式電站。參與企業(yè)主要分為EPC公司及運營商。
近幾年來，電站裝機成本已顯著下降，主要受益于占裝機總成本近半的光伏組件價格的持續(xù)下跌。
以背板/背膜為例，上市公司300393中來股份在其IPO招股說明書中描述：2011年、2012年、2013年及2014年上半年其背膜的平均銷售價格為42.37元/平米、31.80元/平米、23.33元/平米和20.65元/平米。上市公司603806福斯特也涉足背板/背膜領域，其2013年共銷售414.88萬平米，銷售收入9240.14萬元，折合22.27元/平米。
背板/背膜的主要原材料為PET膜和氟樹脂。根據(jù)中來股份在其IPO招股說明書中的描述：2011年、2012年、2013年及2014年上半年其PET膜的平均采購價格27.65元/千克、18.68元/千克、14.78元/千克和14.12元/千克。而氟樹脂期間的平均采購價格67.03元/千克、57.2元/千克、49.18元/千克和48.9元/千克。總體來說，這兩種原材料價格都處于下跌中，但跌幅越來越小。因原材料價格下跌和國內(nèi)產(chǎn)能較大的影響下，背板/背膜的整體價格呈現(xiàn)下降趨勢。
在另一個主要組件EVA膠膜部分，上市公司福斯特在其IPO招股說明書中描述到：EVA膠膜的原材料為EVA樹脂，在其生產(chǎn)成本中EVA樹脂成本占比均在80%以上。而EVA樹脂作為原油的衍生產(chǎn)品，其價格和原油價格存在密切聯(lián)系，同時還受光伏行業(yè)市場供求關系的影響。福斯特的EVA膠膜在2011年、2012年、2013年及2014年上半年的平均銷售價格為15.54元/平米、12.15元/平米、8.82元/平米和8.26元/平米。
總體來說，晶硅電池組件的生產(chǎn)成本中，約70~80%來自電池片，約3～7%來自EVA膠膜和背板。
3.2.3下游光伏電站運營：
根據(jù)前述，電池片、背板/背膜和EVA膠膜等重要組件的價格近年來持續(xù)下跌(但跌勢趨緩)，使得目前國內(nèi)大型地面集中式電站的總裝機成本已降至8元/W以下。而目前的標桿電價是在裝機成本為10元/W的基礎上制定的(補貼分為三類地區(qū)，分別實行0.9、0.95和1元/度的標桿電價，分布式電站統(tǒng)一補貼0.42元/度)，因此目前電站運營的收益率較高。
在現(xiàn)有的上網(wǎng)電價加上補貼后，在III類資源區(qū)建設一個50MW以上的中型地面光伏電站，其自有資金內(nèi)部收益率在12%左右。而貸款比例的提升、造價成本的降低以及貸款利率的降低都將提升項目的盈利性。
【光伏電站行業(yè)盈利分析】
4.1中國光伏發(fā)電增長速度
中國太陽能資源豐富，十分適合發(fā)展光伏發(fā)電。2002年“送電到鄉(xiāng)工程”揭開了我國分布式光伏發(fā)電的序幕。2009年我國開始實施太陽能光電建筑應用示范項目和金太陽能示范工程，明確為光伏發(fā)電系統(tǒng)提供補助，我國光伏發(fā)電市場進入規(guī)?；l(fā)展階段。
4.2集中式電站投資回報分析(不考慮限電和上網(wǎng)損耗)：
4.2.1Ⅰ類地區(qū)光伏集中式電站投資回報
由于集中式光伏電站一般規(guī)模比較大，因此造價可以有所降低，可按照8元/w進行計算。假設項目規(guī)模為20MW，位于寧夏地區(qū)，年機組運行小時數(shù)為1600小時。由于寧夏屬于Ⅰ類地區(qū)，寧夏電價執(zhí)行0.9元/kwh。本例依舊假設項目運行20年，則：
項目建設成本為：20，000，000W×8元/w=16000萬元
項目年發(fā)電量為：20，000kw×1600h=3200萬kwh
項目年電費為：30，000，000kwh×0.9元/kwh=2880萬元
項目IRR為：17.25%
4.2.2Ⅱ類地區(qū)集中式光伏電站投資回報
假設集中式電站規(guī)模為20MW，建設成本為8元/W，位于Ⅱ類地區(qū)青海。Ⅱ類地區(qū)機組運行小時數(shù)劣于Ⅰ類地區(qū)，假設該項目年機組運行小時數(shù)為1500小時。Ⅱ類地區(qū)光伏上網(wǎng)電價為0.95元/kwh。本例依舊假設項目運行20年，則：
項目建設成本為：20，000，000W×8元/w=16000萬元
項目年發(fā)電量為：20，000kw×1500h=3000萬kwh
項目年電費為：30，000，000kwh×0.95元/kwh=2850萬元
項目IRR為：17.05%
4.2.3Ⅲ類地區(qū)集中式光伏電站投資回報
假設集中式電站規(guī)模為20MW，建設成本為8元/W，位于Ⅲ類地區(qū)浙江。Ⅲ類地區(qū)機組運行小時數(shù)劣于Ⅱ類地區(qū)，假設該項目年機組運行小時數(shù)為1200小時。Ⅲ類地區(qū)光伏上網(wǎng)電價為1元/kwh。本例依舊假設項目運行20年，為保守起見，暫時不將地方政府補貼納入計算范圍。則：
項目建設成本為：20，000，000w×8元/w=16000萬元
項目年發(fā)電量為：20，000kw×1200h=2400萬kwh
項目年電費為：24，000，000kwh×1元/kwh=2400萬元
項目IRR為：13.89%
在建造成本相同的情況下，集中式光伏發(fā)電項目的IRR由電費與年機組運行小時數(shù)決定，電費越高，項目IRR也越高。機組運行小時數(shù)越長，項目IRR越高。
4.3分布式光伏發(fā)電項目投資回報情況
分布式光伏發(fā)電是指位于用戶附近，所發(fā)電能就地利用，以低于35千伏或更低電壓等級接入電網(wǎng)，且單個并網(wǎng)點總裝機容量不超過6MW的光伏發(fā)電項目。
由于運營維護成本比較低，以下項目投資回報計算中均假設項目運行期間運營維護成本為0。
4.3.1應用端主體為自然人主體即一般居民
依據(jù)2013年統(tǒng)計數(shù)據(jù)，北京市人均住宅面積31平方米，在考慮公攤面積的基礎上，按照最保守的6層普通住宅進行測算，1000平方米約可容納60戶(三口之家)，戶年均可用光伏發(fā)電量約為1600kwh，此電量低于北京市居民住宅階梯電價最低檔電量要求(240kwh/月)，考慮到居民電價上漲因素居民用電電價，按照0.6元/kwh進行計算，此測算中假定光伏發(fā)電全部自發(fā)自用，則電價為0.6元/kwh加度電補貼0.42元/kwh進行計算。假設項目運行20年：
項目建設成本為：9元/w×80kw=72萬元
全年滿發(fā)電量約為：80kw×1200h=9.6萬kwh
每年電費與補貼收益為：96000kwh×0.6元/kwh+96000kwh×0.42元/kwh=9.79萬元
使用7%的折現(xiàn)率計算出來的NPV為29.66萬元
4.3.2應用端主體為一般工商業(yè)法人
以一般工商業(yè)屋頂面積2000平方米計算，約可安裝光伏系統(tǒng)160kw，單位安裝成本約為9元/w，初投資約為144萬元。由于一般工商業(yè)營業(yè)時間較長，同時對照明、溫控等有較高的需求，因此自發(fā)自用比例按照100%計算。其他邊際條件：項目運行20年、一般工商業(yè)銷售電價0.517~1.0584元/kwh、分布式發(fā)電度電收入0.937~1.4784元、年發(fā)電小時數(shù)1200小時，則：
項目建設成本為：160kw×9元/w=144萬元
項目年發(fā)電量為：160kw×1200h=19.2萬kwh
年電費收入為：17.99~28.39萬元
按0.517元工商業(yè)電價計算的IRR為10.92%
按1.0584元工商業(yè)電價計算的IRR為19.12%
4.3.3應用端為大型工業(yè)戶
由于大工業(yè)用戶一般用電需求大，同時從目前城市規(guī)劃看，大工業(yè)一般相對集中，具備擁有較大面積的廠房的條件。因此基于分析的保守性考慮，按照分布式光伏發(fā)電單個項目容量上限6MW進行計算。由于大工業(yè)用戶具有規(guī)模優(yōu)勢，因此單位造價可以有所降低，可按照8元/W進行計算。其他邊際條件如下：項目運行20年、大工業(yè)電量電價0.453~0.7097元/kwh、分布式發(fā)電度電收入：0.873(0.453+0.42)到1.1297(0.7097+0.42)元、年發(fā)電小時數(shù)：1200小時，則：
項目建設成本為：6000kw×8元/w=4800萬元
項目年發(fā)電量：6000kw×1200h=720萬kwh
按0.453元/kWh計算的項目年電費收入：0.873元/kwh×7200000kwh=628.56萬元
按0.7097元/kWh計算的項目年電費收入為：1.1297元/kwh×7200000kwh=813.38萬元
按0.453元/kwh度電電費計算的IRR為11.65%
按0.7097元/kwh電費計算的IRR為16.09%
此處分布式項目投資回報計算中均未將地方政府補貼納入計算范圍內(nèi)，加上地方政府補貼后項目IRR更高。經(jīng)觀察，項目建設成本與電費是決定分布式項目IRR的重要因素。建設成本越高，項目IRR越低。電費越高，項目IRR也越高。
【行業(yè)風險提示】
5.1補貼拖欠問題
按照2015年上半年的數(shù)據(jù)，15家運營商的補貼拖欠額度已超過100億。主要原因是可再生補貼無法應收盡收以及補貼發(fā)放程序過于復雜，企業(yè)拿到補貼的時間可能超過一年半。
5.2電網(wǎng)通道建設落后。
5.3土地稅問題
各地政府對于土地稅征收標準差異過大，亂征現(xiàn)象造成嚴重不公平，將造成開發(fā)運營企業(yè)的收益率難以保障。
5.4部分地區(qū)限電問題嚴重
根據(jù)局數(shù)據(jù)，2015年上半年國內(nèi)光伏發(fā)電190億千瓦時，棄光電量18億千瓦時，棄光率約10%。
對于以上問題，政府部門可能會從以下環(huán)節(jié)入手解決：
一是對于補貼無法及時發(fā)放的問題，可再生電價附加可能會提高(目前為1.5分/度電)，以解決可再生基金相對匱乏的問題，同時補貼發(fā)放程序將會簡化。另外，上網(wǎng)電價在”十三五”期間可能會下調(diào)，但幅度不會太大，預計在10%～20%之間，以匹配裝機成本的下降。
二是統(tǒng)籌大規(guī)模光伏基地與電網(wǎng)通道建設的規(guī)劃，減少行政阻礙以保障順利并網(wǎng)。加大對可再生的優(yōu)先調(diào)度力度，出臺可再生配額制。
三是從國家層面出臺光伏企業(yè)土地使用稅政策，避免各地征收不均。
四是從2015年上半年來看，限電具有明顯的區(qū)域性和季節(jié)性，并非是普遍性問題。上半年國內(nèi)光伏棄光18億度，主要集中在甘肅、新疆地區(qū)，其中，甘肅省棄光電量11.4億千瓦。甘肅地區(qū)由于當?shù)仉娋W(wǎng)建設滯后和內(nèi)部消納比例低等原因，一直以來，光伏、風電等可再生一直存在相對嚴重的限電限風問題。從木聯(lián)能i光伏平臺發(fā)布的甘肅地區(qū)光伏電站平均發(fā)電小時數(shù)來看，2014年以來一直維持在100小時左右，預計棄光率在20%附近。另一塊，國內(nèi)正在建設和已經(jīng)獲批待建的特高壓項目，也會降低部分地區(qū)的消納和電力輸送問題。
【未來行業(yè)預期】
隨著光伏電站累計裝機規(guī)模的擴大，電站后服務市場也將迎來高速發(fā)展階段。智能化運維、質量評級服務、保險服務、再融資服務等市場將成為后光伏電站市場的新生服務內(nèi)容。
6.1智能化運維
光伏電站的長期發(fā)電穩(wěn)定和組件質量以及后續(xù)的維護有重大關系。從后續(xù)維護部分來說，通過智能化運維，運營企業(yè)可用軟件實時監(jiān)控設備故障和安全風險等問題，最大化實現(xiàn)電站的發(fā)電效益。
目前的運維市場已經(jīng)開始預熱，華為與木聯(lián)能兩家企業(yè)走在了最前端，通過與多家運營商合作搶占了目前的存量市場。
6.2質量評級服務
通過對光伏電站的選址、運維質量、系統(tǒng)性能、設備質量和安裝質量等多個維度的考核對單個光伏電站進行質量分級。有效且真實的評級能夠增強投資者對光伏電站的投資熱情和信心。
6.3電站保險服務
主要包括為企業(yè)轉嫁因自然風險、意外事故、人為事故導致的物理損失以及因太陽輻射量不足導致的發(fā)電量減少所造成的電費收入損失等。
6.4再融資服務
因光伏電站有長期穩(wěn)定的上網(wǎng)電價和補貼，其獲得長期現(xiàn)金流的能力具備抵押再融資的基礎。
光伏電站資產(chǎn)證券化的意義在于以下幾點：
一是拓寬融資渠道，擺脫對銀行渠道的依賴；
二是在降息周期的中后期以固定利率鎖定低融資成本，以改善電站長期投資回報；
三是在項目內(nèi)部收益率顯著高于融資成本的情況下，提高杠桿率并從而提升ROE水平。
目前來說，光伏電站可以通過融資租憑/PPA(直租、售后回租、SolarCity模式)、互聯(lián)網(wǎng)金融、眾籌模式、信托等方式進行再融資。
對于持有電站較多的企業(yè)來說，光伏資產(chǎn)證券化是其最大的看點。
附圖：中國光伏發(fā)電發(fā)展路線圖匯總
【重點上市公司經(jīng)營分析】
7.1拓日新能
7.1.1公司發(fā)展基本情況
拓日新能前身深圳市拓日電子科技有限公司成立于2002年8月，是國內(nèi)成立最早的太陽能企業(yè)之一。通過十幾年的不斷努力和創(chuàng)新，公司已經(jīng)建立起較為完整的太陽能產(chǎn)業(yè)鏈，包括非晶硅太陽電池、單晶硅太陽電池、多晶硅太陽電池、太陽電池組件、太陽電池窗和幕墻及其他太陽能應用產(chǎn)品等。
7.1.2公司主要產(chǎn)品分析
公司是國內(nèi)第一家較為純正的光伏上市公司，上市初期公司以光伏組件生產(chǎn)銷售為主營業(yè)務，隨著近幾年光伏組件的價格逐步下滑，公司管理層及時改變發(fā)展戰(zhàn)略，利用自身優(yōu)勢，進入電站運營行業(yè)。
公司自2014年下半年開始電站運營業(yè)務，目前該業(yè)務盈利狀況良好，毛利率逐步提升。另外公司出口業(yè)務占比48.86%受益于人民幣貶值預期，也會對公司未來的盈利能力有一定幅度的提升。
7.1.3公司財務狀況分析
公司進入2015年以來，盈利能力逐步提升，凈利潤同比增長率漲幅明顯，另外公司三季報預期2015年凈利潤同比增長936.84%。
7.1.4公司未來發(fā)展戰(zhàn)略分析
2015年，公司并網(wǎng)光伏電站130MW，同比增長160%。公司計劃未來每年新增裝機200MW。
公司在2015年4月，公司完成以9.50元/股定增12842.11萬股，募資12.2億元，扣除發(fā)行費用后，募集資金投向如下：
另外公司依托子公司拓日資本著手搭建光伏P2P“天加利”金融平臺，借助互聯(lián)網(wǎng)金融對為光伏產(chǎn)業(yè)鏈上的公司或個人提供周轉資金。
7.2東方日升
7.2.1公司發(fā)展基本情況
公司主營收入為電池組件，在同行業(yè)中具有較強的競爭優(yōu)勢，雖然公司目前光伏電站營收占比微弱，但公司擬定增介入電站運營行業(yè)，并且預期規(guī)模及盈利能力相當可觀。
7.2.2公司主要產(chǎn)品分析
公司自身的組件及電池片產(chǎn)品，為公司未來切入光伏電站領域提供很大的助力。
7.2.3公司財務狀況分析
公司從2015年6月開始盈利能力明顯提升。
7.2.4公司未來發(fā)展戰(zhàn)略分析
2015年4月份，公司擬以8.54元/股定增29274萬股募資25億元，扣除發(fā)行費用后將投資189103萬元用于279MW集中式光伏并網(wǎng)發(fā)電項目、60897萬元用于100MW分布式光伏并網(wǎng)發(fā)電項目。公司目標在2016年底投資建成并運營總裝機量為1GW的光伏電站。目前公司已經(jīng)獲得了備案的光伏電站規(guī)模約835MW。公司期待通過本次募集資金投資項目，充分發(fā)揮業(yè)務優(yōu)勢，搶占光伏終端應用市場先機，進入國內(nèi)光伏電站運營商前列，為公司未來發(fā)展提供新的業(yè)績增長點。
7.3億晶光電
7.3.1公司發(fā)展基本情況
2015年1月份，公司完成以12元/股定增10230.8萬股，募集資金總額12.28億元投向100MW“漁光一體”光伏發(fā)電項目并補充流動資金。光伏項目總投資86243萬元，建設期是6個月，裝機容量是100MW。建設于江蘇省金壇市直溪鎮(zhèn)天荒湖水產(chǎn)養(yǎng)殖魚塘水面上，通過充分利用土地資源，形成“上可發(fā)電，下可養(yǎng)魚”的發(fā)電模式，達到光伏發(fā)電和漁業(yè)養(yǎng)殖的一體化有機結合。
該項目擬通過全資子公司常州億晶具體實施，募資將以增資方式由公司投入常州億晶。項目建成后，公司將對項目電站進行運營管理，或在時機合適時對外轉讓。預計內(nèi)部收益率為8.83%，投資回收期為10.07年。預期從2015年三季度開始，定增的電站項目可以開始為上市公司貢獻利潤。
7.3.2公司主要產(chǎn)品分析
公司自身的組件及電池片產(chǎn)品，為公司未來切入光伏電站領域提供很大的助力。
7.3.3公司財務狀況分析
公司2015年業(yè)績下滑主要原因為，組件價格下滑導致公司毛利率降低，預期公司光伏電站會成為公司未來的業(yè)績增長點。
7.3.4公司未來發(fā)展戰(zhàn)略分析
2015年9月份，股東大會同意公司以不少于12.88元/股非公開發(fā)行不超15527萬股，募集資金總額不超20億元用于新疆昌吉200MW光伏發(fā)電項目及補充流動資金。其中新疆昌吉200MW光伏發(fā)電項目擬投資約15.9億元，項目建設期為6個月，裝機容量為200MW，該項目預計內(nèi)部收益率為10.09%(所得稅后)。同時4.1億元用于補充流動資金。
【光伏電站行業(yè)投資建議】
8.1按照國家規(guī)劃，到2020年國內(nèi)光伏電站裝機規(guī)模為150GW，2015年底我國光伏累計裝機超過43GW，也就是說未來5年內(nèi)光伏發(fā)電行業(yè)的年復合增長率高達28.39%。
8.2由于國家對光伏產(chǎn)業(yè)的扶持，尤其是對光伏電站上網(wǎng)電價和補貼長期支持，使得光伏電站這個行業(yè)具備獲得長期現(xiàn)金流和盈利的能力。
8.3光伏電站的建設和運營受益于上游及中游行業(yè)規(guī)模的擴大和組件成本的降低，在總體造價成本降低及組件整體質量提高的雙重條件下，作為光伏產(chǎn)業(yè)最下游的一端，光伏電站資產(chǎn)收益率顯著提高。
8.4雖然國家近期發(fā)出建議稿指出，建議光伏電站進行競價上網(wǎng)。此次征求意見的主要原因，一是部分地方政府隨意分配指標，加上一些公司使用低質組件盲目的以獲取補貼為目的；二是電站整體造價降低，而上網(wǎng)電價和補貼的制定標準是在之前較高的造價成本之上確定的。如果該意見稿最終實行，會對光伏電站的整體收益產(chǎn)生一定程度影響，但會利好具備資金優(yōu)勢和組件制造規(guī)?；钠髽I(yè)。
8.5而在光伏電站這種類金融類資產(chǎn)上，最大的看點在于抵押再融資、融資租憑、互聯(lián)網(wǎng)金融、眾籌、信托等各類型的資產(chǎn)證券化方式。一旦大眾/機構投資者認可其投資邏輯，對于電站持有方來說即可有效的盤活資產(chǎn)，如：降低財務費用、加杠桿、加快新的電站資產(chǎn)建設和分散投資風險等。
