多年來，在高額補貼政策的驅動下，我國創造了世界上前所未有的光伏產業發展速度，光伏技術達到了全球領先，形成了完整的具有國際競爭力的光伏產業鏈，光伏發電產業得到 快速發展，在推動能源轉型中發揮了重要作用。

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

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

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

光伏補貼政策的現狀和發展

（一）我國光伏補貼政策的更迭和發展

2005年，《中華人民共和國可再生能源法》首次規定設立“可再生能源發展基金”對以風電和光伏發電為主的可再生能源發電進行上網 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電項目上網電價高于當地燃煤機組標桿上網電價的差額。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業政策中最重要的部分，對光伏產業的發展起到了重要的促進作用，其發展包括以下幾個階段：

1、核準定價

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

2、特許權招標競價

2009年-2010年，為了促進光伏電站的建設，采取了特許權招標方式加強光伏電站建設管理工作。經過公開招標，兩批光伏電站特許權項目落地，特許經營期均為25年。其中，2009年甘肅敦煌光伏特許權項目中標價格為每千瓦時1.09元，2010年13個共280MW的光伏電站特許權項目中標價格區間為每千瓦時0.7288-0.9907元。截至2010年底，全國集中式光伏發電累計裝機容量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，支持光伏關鍵技術產業化。財政資金為正在經歷資金匱乏寒冬的光伏行業提供了出路。但是，在工程的推進過程中，出現了賣指標、騙取高額補貼、產品質量差等一系列問題。2013年5月初，財政部發布通知對金太陽項目清算，對未及時完工的項目收回預撥資金。“金太陽示范工程”就此退出舞臺。盡管如此，在多重政策激勵下，光伏發電行業在這幾年中仍得到了迅猛的發展。截至2013年底，全國集中式光伏發電累計裝機容量達到16317MW，比2010年增長了18倍。

4、“上網標桿電價”階段

2011年，我國光伏制造業遭遇歐美“雙反”調查，出口量迅速下降，在嚴峻形勢下，為加大國內光伏產品的需求，推進大型光伏電站建設，我國首次出臺“上網標桿電價政策”，即享受中央財政資金補貼的光伏發電項目，在20年補貼期限內執行全國統一的固定標桿上網電價，光伏發電項目上網電價高于當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的部分，國家給 予補貼。即“國家補貼金額=上網標桿電價-當地燃煤機組標桿上網電價”。2011年年底之前和之后投產的光伏上網電價分別為每千瓦時1.15元和1元。2013年發布的全國三類太陽能資源區相應的上網電價為每千瓦時0.9元、0.95元和1元。經過多次調整，2018年1月1日之后投運的光伏電站標桿上網電價，每千瓦時0.55元、0.65元、0.75元，Ⅰ類地區的上網電價比2011年下降了52%。

5、“上網指導價”取代標桿電價

為引導新能源投資回歸理性，推動光伏發電產業健康可持續發展，2019年4月，國家發改委將集中式光伏電站上網標桿電價改為指導價，將納入國家財政補貼范圍的三類資源區新增集中式光伏電站指導價分別確定為每千瓦時0.40元、0.45元、0.55元。至此，執行了8年的上網標桿電價成為了歷史。

6、平價上網項目試點（新建電站）

“十三五”以來，我國光伏產業技術水平不斷提高，電站建設成本持續降低，電力消納狀況好轉，項目的經濟性穩步提升。2019年1月，國家發布文件，在資源優良、建設成本低、消納市場有保障、投資和市場條件好的地區，開展無補貼平價（低 價）上網項目。針對平價上網項目，國家發改委、國家能源局出臺了支持政策：一是，優化項目投資環境，在土地利用及土地相關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的補貼政策，僅享受地方補貼的項目視為平價上網項目。三是，電網企業應確保平價上網項目和低價上網項目所發電量全額上網。四是，鼓勵平價上網項目和低價上網項目通過綠證交易獲得合理收益補償等。

7、國家補貼競價機制（新建電站）

為了減少光伏行業發展對國家補貼的依賴，節約補貼資金，在推進建設平價上網項目試點的同時，國家發改委、能源局也推出了對需國家補貼的項目的競爭配置機制。優先建設補貼強度低、退坡力度大的項目，形成“省內競價+國家排序”的競爭性規則，由地方通過招標等競爭性配置方式組織項目，國家根據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。2019年是實行光伏發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，國家能源局正式發布競價結果。具體競價項目申請流程可參見國家能源局發布的《2019年光伏發電項 目建設工作方案》。

8、未來向全面平價發展

隨著光伏發電技術進步，國家政策調控的推進，光伏行業市場化導向更明確、補貼退坡信號更清晰、消納能力落實更強化，發電建設管理機制更加清晰。在“十四五”初期光伏發電將逐步全面實現平價。

對于未來新建光伏發電項目，可以分為三種類別進行相關補貼申請：

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，地方可以發放補貼，國家不限制規模；

競價項目，即需補貼的集中式光伏發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

光伏產業受到國家多個部位、省市主管部門的“多頭”監管，導致政策下沉滯后，企業在投資過程中與各機構的溝通成本較大，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模共計約50000MW，僅占目前中國總裝機規模的38%，而且只有2016年3月底前并網的光伏項目，才能獲得補貼發放的資格。目前，光伏發電項目普遍面臨3年以上的財政補貼拖欠，幾百萬甚至幾十億的應收賬款躺在財務報表中，直接影響項目現金流，進而影響項目收益率。

另據媒體報道，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，可能導致項目盈利能力受到影響。

3、補貼金額退坡，對項目收益產生影響

2011年-2019年間，光伏上網 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。據測算，如果計入補貼，光伏電站的內部 收益率（IRR）可以達到8%-12%，去除補貼后預計會低于8%，所以在目前建設成本不能有效降低的情況下，補貼對于光伏發電企業的效益影響巨大。

4、地方級補貼取消，對項目收益產生影響。

各地方政府及相關部門會根據地方情況，給予光伏發電項目一定的補貼。比如，某市的光伏發電項目電價批復文件中，明確載明了接網、線路補貼金額，但根據財政部2018年6月11日下發的通知，可再生能源接網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，相關補貼納入所在省輸配電價回收，由國家發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”、規模化大發展給投資帶來的影響

1、質量隱患影響光伏電站未來收益

由于2016年6月30日前，國內光伏上網電價調整的時間節點集中在年中，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，導致從項目立項到并網通常都在搶工期，涌現了很多施工質量問題，對后期電站運營帶來了較大的困擾。

2015年，某第三方檢測機構曾對32個省市的425個光伏電站所用組建進行檢測，發現有30%建成3年的電站出現了不同程度的質量問題，有些電站設備衰減率上升到68%。杜邦光伏材料市場部經理付波曾表示，“以我國西部地區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%；如果組件質量出現問題，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、建設施工期間的合規瑕疵對項目收益產生影響

由于搶工期，普遍存在“未取得批準而先行建設”、“未取得備案即開工”等的情況，可能導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，尚未辦理可能導致罰款、停產后果的手續或文件，可能影響項目收益，最終導致融資主體不適格，失去發債等融資方式。

3、光伏發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，導致光伏發電企業資金困難。而在電站建設和運營初期就具備完備資質、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。據統計，投資公司建設期融資成本一般在9-12%，運營期融資租賃成本大約8-12%，穩定期金融成本大約在6-8%。資金成本上調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，是光伏發電企業未來面臨的問題。另外，投資機構還需要面對項目資產抵押情況復雜的 情形。

（三）電力市場化改革對上網電價的影響

隨著電力市場化改革的推進，上網電價、補貼將受到外部因素以及供需關系影響。光伏補助標準，是根據上網電價、脫硫燃煤機組標桿電價等因素確定。而2019年9月26日國務院常務會議決定，從2020年1月1日起，取消煤電價格聯動機制，對于尚未進入市場進行交易的燃煤發電電量，將現行標桿上網電價機制改為“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，光伏發電上 網價格將受到市場供需的影響，進一步影響發電企業的收益。

（四）平價時代后，對項目建設和運營的要求提高

我國光伏技術成本十年內下降了90%，未來下降的空間有限，能否在新建平價上網項目中具有競爭優勢，核心在于降低非技術成本。光伏非技術成本主要包括初始投資、土地租金和稅費、電網接入費用、人力成本、交易成本、前期開發費用、各種攤派以及融資成本等。現在的光伏發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

光伏行業正在從拼規模、拼速度向拼質量、拼技術進行轉變，投資機構仍然可以在光伏板塊尋找到良好的電站資產、合適的投資機遇。結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，投資機構應積極跟蹤政策變化，保持與政府相關部門的溝通渠道，研究光伏政策變化、電力市場化改革的發展趨勢，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，及時與當地政府深入溝通，按照國家可再生能源信息管理中心的要求，填報補貼名錄的申請。

第三，新建平價項目，應深入研究地方的補貼政策要點，與當地政府、能源局、財政局等進行溝通，積極申請地方政府補貼。據悉，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，項目上網電價執行光伏標桿電價加每千瓦時0.1元的省內補貼，且補貼3年。

（二）加強調研、評估、盡職調查工作，降低或有風險

首先，針對2016年及以前建成并網的集中式光伏電站，應加強對關鍵設備的質量、衰減情況，施工質量進行重點評估，全面開展盡職調查工作。其次，對影響光伏電站收益的兩大指標，內部收益率及度電成本進行測算和評估，服務投資決策。第三、著重對光伏項目資產抵押、或有債務進行風險排查。第四，對發現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）加強項目合規建設，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風險排查和合規工作督導，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生的“未批先建”、“未備案即開工”等瑕疵應在投資前期盡快解決，以免進一步影響項目融資、發債、資產注入上市公司的能力或資格。

其次，深入與金融機構的合作，嘗試開展發行綠色債券、應收賬款資產證券化等新的融資方式。可以參考中國華能在2017年11月發行的首單可再生能源電費補貼資產證券化產 品，項目注冊金額50億元，首期發型規模為5.3億元，期限36個月，評級機構給予項目AAA評級，發行票面為5.50%，該項目基礎資產即是華能集團下屬風電、光伏等新能源企業可再生能源補貼資金，募集資金則用于補充新能源企業現金流。

（四）對于新建項目，盡量降低非技術成本

隨著光伏組件技術成的下降，如今非技術成本的情況決定了項目未來的收益。在電站投資過程中，注重對電站資產非技術成本的研究，包括土地使用成本，土地使用稅，耕地占 用稅等。在投后應對該成本細致化的管控，積極協調當地政府、電網公司，降低土地稅費、租金以及電網接入成本。

（五）對電力消納、外送保障、配套設施的建設情況進行評估

在選擇電站資產時應充分考慮周邊配套設置、電力交易機制、電網接入情況等。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。尤其關注項目地附近特高壓直流外送通道開工建設情況等。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定。