2002年的“送电到乡工程”揭开了我国分布式光伏发电的序幕。2011年、2012年、2013年、2014年中国年新增并网光伏装机总量分别为2.4GW、4.732GW、10.857GW和12.516GW。同比增速分别为500%、97%、129%和15%。
2013年到2015年，中国政府出台了一系列政策支持太阳能发电，中国光伏发电迎来了爆发式增长。IHS预计2015年中国全年新增装机总量可达到17.72GW，同比增长42%左右。截至2015年9月底，全国光伏发电装机总量已达到3795万千瓦，提前完成了十二五规划中35GW装机总量的目标。
专家预计，“十三五”期间中国每年新增光伏装机总量将达到20GW左右。展望未来，政府强有力的支持政策，不断下降的光伏组件制造成本和融资成本，将有利于光伏发电企业维持丰厚的利润，光伏发电企业投资积极性将维持在较高水平。影响光伏发展的限电问题和融资难的问题在“十三五”期期间将得到妥善解决。
一、中国光伏发电
1.1.中国光伏发电发展回顾
中国太阳能资源丰富，十分适合发展光伏发电。2002年“送电到乡工程”揭开了我国分布式光伏发电的序幕。2009年我国开始实施太阳能光电建筑应用示范项目和金太阳能示范工程，明确为光伏发电系统提供补助，我国光伏发电市场进入规模化发展阶段。
图1.1.1中国2011-2014年年新增光伏装机容量快速上涨
2002年“送电到乡工程”揭开了我国分布式光伏发电的序幕。2009年我国开始实施太阳能光电建筑应用示范项目和金太阳能示范工程，明确为光伏发电系统提供补助，我国光伏发电市场进入规模化发展阶段。
2011年国家光伏发电上网标杆电价政策的出台进一步推动了国内光伏市场的快速发展，当年我国新增光伏装机容量达到2400MW，同比增长500%。
2012年我国继续加大对光伏应用的支持力度，先后启动两批“金太阳”示范工程，发布《太阳能发电发展“十二五”规划》，启动分布式光伏发电规模化应用示范区等举措，当年并网新增装机容量达到4732MW，同比增长97%。
2013年，受欧美双反影响，中国光伏出口受阻，一大批光伏制造业企业受牵连。与此同时，国内开始密集出台支持光伏产业发展的政策以拉动内需。对于地面电站并网难、补贴年限不确定以及补贴拖延等问题出台针对性政策，从而使得光伏电站未来收益的不确定性大大减弱，刺激更多资金积极进入光伏电站领域。在此背景下，2013年中国光伏应用市场迎来爆发，IHS统计数据显示，2013年全国新增并网光伏装机容量达10857MW，同比增长高达129%，一跃成为全球最大的光伏终端市场。
2014年，中国政府出台一系列政策扶持光伏发电，年新增并网光伏发电装机达到12516MW，同比上涨15%。
1.2.2015年中国光伏发电行业发展情况
1.2.1.大幅调高装机目标，表明大力支持态度
对于2015年的装机规划，能源局下发的《2015年度全国光伏年度计划新增并网规模表》征求意见稿，计划2015年全国新增并网规模1500万千瓦，其中集中式电站800万千瓦，分布式700万千瓦(其中屋顶分布式不低于315万千瓦)，较2014年的1060万千瓦的装机总量增幅高达41.5%。
2015年3月16日，国家能源局下发《2015年光伏发电建设实施方案的通知》。《通知》指出，为稳定扩大光伏发电应用市场，2015年下达全国新增光伏电站建设规模1780万千瓦。对屋顶分布式光伏发电项目及全部自发自用的地面分布式光伏发电项目不限制建设规模，各地区能源主管部门随时受理项目备案，电网企业及时办理并网手续，项目建成后即纳入补贴范围。光伏扶贫试点省区(河北、山西、安徽、宁夏、青海和甘肃)安排专门规模用于光伏扶贫试点县的配套光伏电站建设。1780万千瓦的装机目标较征求意见稿的1500万千瓦相比又有了18.7%的增长，相比2014年的1060万千瓦增幅达到67.9%。2015年9月28日，能源局再次将光伏建设指标上调了530万千瓦，将全年建设上调至2310万千瓦。
图1.2.1.2015年光伏装机目标调整图
1.2.2.“十二五”规划目标提前完成
国家能源局公布数据显示，截至2015年9月底，全国光伏发电装机容量已达到3795万千瓦，提前完成“十二五”规划制定的35GW目标。在这3795万千瓦的装机容量中，集中式光伏电站3170万千瓦，分布式光伏电站625万千瓦。
1-9月全国新增光伏发电装机容量990万千瓦，其中，新增光伏电站装机容量832万千瓦，新增分布式光伏装机容量158万千瓦。
1.3.内部投资回报率高
分布式光伏发电项目投资回报情况分布式光伏发电是指位于用户附近，所发电能就地利用，以低于35千伏或更低电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过6MW的光伏发电项目。由于运营维护成本比较低，以下项目投资回报计算中均假设项目运行期间运营维护成本为0。
应用端主体情况
（1）应用端主体为自然人主体即一般居民
假设一栋居民楼屋顶面积1000平方米，约可安装太阳能发电系统80kw，由于分布式安装不具有规模效应，因此安装成本相对偏高，目前按照9元/w进行计算。
以北京地区为例，在不考虑大气污染造成的雾霾影响下，年发电约1200小时。
依据2013年统计数据，北京市人均住宅面积31平方米，在考虑公摊面积的基础上，按照最保守的6层普通住宅进行测算，1000平方米约可容纳60户(三口之家)，户年均可用光伏发电量约为1600kwh，此电量低于北京市居民住宅阶梯电价最低档电量要求(240kwh/月)，考虑到居民电价上涨因素居民用电电价按照0.6元/kwh进行计算，此测算中假定光伏发电全部自发自用，则电价为0.6元/kwh加度电补贴0.42元/kwh进行计算。假设项目运行20年。项目建设成本为：9元/w×80kw=720000元全年满发电量约为：80kw×1200h=96000kwh。每年电费与补贴收益为：96000kwh×0.6元/kwh+96000kwh×0.42元/kwh=97920元。使用7%的折现率计算出来的NPV为296603元该项目IRR为12.25%
（2）应用端主体为一般工商业法人
以一般工商业屋顶面积2000平方米计算，约可安装光伏系统160kw，单位安装成本约为9元/w，初投资约为144万元。由于一般工商业营业时间较长，同时对照明、温控等有较高的需求，因此自发自用比例按照100%计算。其他边际条件如下：
项目运行20年一般工商业销售电价：0.517-1.0584元/kwh。分布式发电度电收入：0.937-1.4784元年发电小时数：1200小时项目建设成本为：160kw×9元/w=1440000元项目年发电量为：160kw×1200h=192000kwh年电费收入为：179904-283852元。按0.517元工商业电价计算的IRR为10.92%。按1.0584元工商业电价计算的IRR为19.12%
（3）应用端主体为大工业用户
由于大工业用户一般用电需求大，同时从目前城市规划看，大工业一般相对集中，具备拥有较大面积的厂房的条件。因此基于分析的保守性考虑，按照分布式光伏发电单个项目容量上限6MW进行计算。由于大工业用户具有规模优势，因此单位造价可以有所降低，可按照8元/W进行计算。其他边际条件如下：
项目运行20年大工业电量电价：0.453-0.7097元/kwh。分布式发电度电收入：0.873(0.453+0.42)到1.1297(0.7097+0.42)元。年发电小时数：1200小时项目建设成本为：6000kw×8元/w=48000000元项目年发电量：6000kw×1200h=7200000kwh。按0.453元/kWh计算的项目年电费收入：0.873元/kwh×7200000kwh=6285600元。按0.7097元/kWh计算的项目年电费收入为：1.1297元/kwh×7200000kwh=8133840元。按0.453元/kwh度电电费计算的IRR为11.65%。按0.7097元/kwh电费计算的IRR为16.09%
此处分布式项目投资回报计算中均未将地方政府补贴纳入计算范围内，加上地方政府补贴后项目IRR更高。经观察，项目建设成本与电费是决定分布式项目IRR的重要因素。建设成本越高，项目IRR越低。电费越高，项目IRR也越高。
集中式光伏发电项目投资回报情况集中式光伏电站主要利用大规模太阳能电池阵列把太阳能直接转换成直流电，通过防雷汇流箱和直流配电柜，把多路直流汇入到光伏逆变器，光伏逆变器把多路直流电变换成交流电，再通过交流配电柜、升压变压器和高压开关装置接入电网，向电网输送光伏电量，由电网统一调配向用户供电。集中式光伏电站不能直接接入电网，需要通过110KV升压站接入电网。
2013年能源局下发《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》能源局根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为三类太阳资源区，相应制定光伏电站标杆上网电价。Ⅰ类资源区标杆上网电价为0.9元，Ⅱ类资源区标杆上网电价为0.95元，Ⅲ类资源区标杆上网电价为1元。
1.3.1.
由于集中式光伏电站一般规模比较大，因此造价可以有所降低，可按照8元/w进行计算。假设项目规模为20MW，位于宁夏地区，年机组运行小时数为1600小时。由于宁夏属于Ⅰ类地区，宁夏电价执行0.9元/kwh。本例依旧假设项目运行20年，则：
项目建设成本为：20，000，000W×8元/w=160，000，000元项目年发电量为：20，000kw×1600h=32，000，000kwh项目年电费为：30，000，000kwh×0.9元/kwh=28，800，000元项目IRR为：17.25%。
1.3.2.Ⅱ类地区集中式光伏电站投资回报
假设集中式电站规模为20MW，建设成本为8元/W，位于Ⅱ类地区青海。Ⅱ类地区机组运行小时数劣于Ⅰ类地区，假设该项目年机组运行小时数为1500小时。Ⅱ类地区光伏上网电价为0.95元/kwh。本例依旧假设项目运行20年，则：项目建设成本为：20，000，000W×8元/w=160，000，000元项目年发电量为：20，000kw×1500h=30，000，000kwh项目年电费为：30，000，000kwh×0.95元/kwh=28，500，000元项目IRR为：17.05%。
1.3.3.Ⅲ类地区集中式光伏电站投资回报
假设集中式电站规模为20MW，建设成本为8元/W，位于Ⅲ类地区浙江。Ⅲ类地区机组运行小时数劣于Ⅱ类地区，假设该项目年机组运行小时数为1200小时。Ⅲ类地区光伏上网电价为1元/kwh。本例依旧假设项目运行20年，为保守起见，暂时不将地方政府补贴纳入计算范围。则：
项目建设成本为：20，000，000w×8元/w=160，000，000元项目年发电量为：20，000kw×1200h=24，000，000kwh项目年电费为：24，000，000kwh×1元/kwh=24，000，000元，项目IRR为：13.89%。
在建造成本相同的情况下，集中式光伏发电项目的IRR由电费与年机组运行小时数决定，电费越高，项目IRR也越高。机组运行小时数越长，项目IRR越高。
1.4.光伏发电竞争格局
国内光伏电站运营商的竞争处于“一超多强”的格局，央企中电投独占鳌头，后面国企、民企群雄并起。由于电站运营属于资本密集型行业，进入壁垒较高，企业不但需要有雄厚的资金实力，还需要有持续的项目开发能力，因此大型国企的竞争优势较强。但民营企业依靠自身灵活多变的机制，强大的执行力，以及通过资本市场融资平台，同样能够在竞争中跻身前列。在2013年装机量Top10中绝大多数为国企，而2014年民企开始脱颖而出，如中利科技、特变电工、爱康科技三家上市民企2014年装机规模都超过了400MW，占据了装机量Top10中的三席，装机量Top20中民企已过半数。未来，随着融资渠道的拓宽，预计民企在电站运营方面将占据更重要的地位。
表3.4.1单位：MW
表3.4.2单位：MW
二、中国光伏发电行业未来发展前景
2.1.2016-2020年均新增光伏装机量将达到20GW
根据《能源发展“十二五”规划》，我国在2015年非化石能源消费比重目标为11.4%;根据《国家应对气候变化规划(2014-2020年)》，我国到2020年非化石能源占一次能源消费的比重达到15%左右;根据《中美气候变化联合声明》，中国计划2030年左右二氧化碳排放达到峰值且将努力早日达峰，并计划到2030年非化石能源占一次能源消费比重提高到20%左右。国家对于未来中长期的能源规划非常清晰。
表2.1.12006-2013年中国能源消费及非化石能源消费比重单位：万吨标准煤
表2.1.22014-2030年中国能源消费及非化石能源消费比重
经过分析，各项非化石能源对应的2020年和2030年发电量目标总和低于《中美气候变化联合声明》中的要求，考虑到风电和光伏的建设周期相对较短，因此用于填补发电量缺口的可能性更大。以2020年为例，非化石能源发电量测算缺口659亿千瓦时，如果全部用风电填补缺口相当于风电并网从200GW增加到230GW，如果全部用光伏填补缺口相当于光伏并网从100GW增加到155GW。与风电相比，光伏发电更清洁，更有优势。由此可见，光伏发电的发展空间仍相当可观，电站运营的未来发展十分有前景。
为了达到十三五规划预期的155GW新增并网光伏装机容量目标，十三五期间，光伏年均新增装机容量至少达到20GW/年。
从可承受量来看，2014年我国光伏实现发电250亿kwh，仅占当年总发电量的0.46%，与欧盟、德国、日本等发达国家相比依然具有较大的发展空间。
图2.1.12012-2014年光伏发电量及总电量占比
图2.1.2发达国家清洁能源发电量占比
综上所述，从政府意愿，以及政策可承受能力方面分析，我国光伏发电需求仍有较大的上升空间。
2.2.成本持续下降，利润丰厚，企业投资积极性高
除政策外，影响行业装机量的另一因素为企业的投资积极性，企业都是逐利的，因此这一核心问题在于电站的盈利水平。影响电站盈利水平的因素主要包括标杆电价、成本等。
首先，对于标杆电价，从目前来看，2016年光伏标杆电价并不会做出较大调整，而在政策稳定的前提下，预计后期电价调整仍将以保证电站基本收益水平为前提。
其次，成本层面，一方面组件、逆变器等产品价格持续下降，带动国内光伏装机成本持续下降;另一方面，2014年底以来我国逐步进入降息通道，作为重资产、高负债率的电站资产，成本无疑将受益于国内降息而有所下降。
图2.2.1组件价格持续下跌
图2.2.2国内进入降息通道，利率下降带动电站利息成本下降
2.3.限电问题无忧，行业发展趋势明确
影响电站收益率的另一重要因素便是目前市场上非常关注的限电问题。根据能源局数据，上半年国内光伏发电190亿千瓦时，弃光电量18亿千瓦时，弃光率约10%，弃光现象已引起行业的持续关注。业内普遍关注，弃光现象是否会像2011-2012年的弃风限电一样，成为行业发展桎梏。专家表示，相比于此前的风电，这轮光伏弃光限电继续大幅恶化概率不大，不会影响行业的持续发展。首先，从上半年来看，限电具有明显的区域性和季节性，并非是普遍性问题。
上半年国内光伏弃光18亿度，主要集中在甘肃、新疆地区，其中，甘肃省弃光电量11.4亿千瓦时，弃光率28%;新疆(含兵团)弃光电量5.41亿千瓦时，弃光率19%。甘肃地区由于当地电网建设滞后、内部消纳比例低等原因，光伏、风电等可再生能源一直存在相对严重的限电问题，从木联能“i光伏”平台发布的甘肃地区光伏电站平均发电小时数来看，2014年以来一直维持在100小时左右，预计弃光率在20%左右。
图2.3.1甘肃限电问题一直存在
对于新疆地区，限电主要发生在一季度，原因在于：(1)一季度新疆内部存在线路检修问题;(2)一季度由于天气寒冷，农业用电等下降，导致自身消纳能力下降;(3)新疆火电中约50%为自备电厂，不参与调峰，进一步影响新能源消纳。而随着线路检修完毕及对自备电厂调峰等政策的调整，从二季度开始，限电问题已明显改善，从木联能“i光伏”平台数据来看，从4月份开始，新疆地区月度发电小时已恢复至125小时以上，弃光率处于一个较低的水平。
图2.3.24月份以来新疆地区平均利用小时数维持在125小时以上
而对于宁夏、青海等西部地区，除个别月份外，整体发电处于较高水平，弃光率较低。
图2.3.3宁夏除年初外，月度电利用小时数普遍处于高位
图2.3.4青海地区平均发电小时数维持较高水平
综合上述发电数据，结合企业财报体现出来的电站盈利数据，光伏当前的限电问题依然是局部性、季节性的现象，不会成为行业性的普遍性问题。
而从发展的角度来看，政府对于新能源限电问题重视程度高，陆续发布多个文件解决新能源限电问题，如二次电改文件发布后的首份配套文件《关于改善电力运营调节促进清洁能源多发满发的指导意见》便是剑指新能源限电。
表2.3.1二次电改后第一份配套文件剑指新能源限电
另一方面，2015年以来特高压建设逐步提速，酒泉、蒙西等地特高压陆续获批，尤其是酒泉特高压将是国内首条专门针对新能源的特高压线路。特高压建设将扩大电网输送能力，从而有望从根本上解决新能源的限电问题。
表2.3.2“四交五直”特高压工程，2015年下半年有望全部核准开工
进一步从行业自身属性来看，首先，光伏发电目前仅占全国总发电量的0.5%左右，处于较低水平，明显低于风电3%左右的占比，对电网整体影响较小;其次，光伏发电集中在白天，与用电负荷周期相匹配，且更容易预测，因此电网对光伏发电的可承受程度更高;第三，光伏装机相对分散化，中东部占比相对较高，未来面临大规模限电的概率较小。从2014年新增装机量来看，中东部的江苏、河北、安徽等新增装机量均位居前列;而从2015年新增装机规模来看，河北、江苏、浙江、安徽均处于前列。
图2.3.52014年中东部的江苏、河北、安徽等新增装机量均位居前列(万千瓦)
图2.3.62015年新增装机规模中，河北、江苏、浙江、安徽均处于前列(万千瓦)
综上所述，未来光伏行业并不会出现大范围的限电问题，在政策稳定、电站收益率高的背景下，逐利资金将保证行业装机水平的稳定增长，三年之内每年新增光伏电站规模仍能维持20%以上增速。
2.4.政策持续给力，行业发展底气十足
从2013年到2015年，国家能源局出台了一系列政策支持光伏发电行业。其中，2014年9月4日国家能源局印发的《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》(下称《通知》)，明确政府对分布式光伏的长期支持态度，并针对光伏行业存在的一系列难题开出“全额上网”电站享受标杆电价、增加发电配额、允许直接售电给用户、提供优惠贷款、按月发放补贴等一系列新政。
表2.4.12013年以来对国家出台的重要光伏政策一览表
2.5.融资困难逐步缓解，电站建设“弹药”日渐充足
银行对光伏行业尤其是电站的态度趋于好转对于光伏电站的建设而言，除了建设规划和“路条”批复等行政性的约束条件，资金约束也至关重要。光伏电站对资金的消耗巨大，如果要完成今年规划的1780万千瓦电站需要的总资金量要高达1500亿元左右，对于光伏电站的建造商来说自有资金的需求总量则高达500亿元左右。2013年和2014年初，由于银行对光伏产业心有余悸，出于风险控制的考虑，对光伏产业的信贷卡的很紧。2014年6月以来，由于光伏行业复苏的态势已经十分明朗，而光伏电站资产更是现金流稳定的优质资产，因此银行对光伏行业，尤其是电站端的融资需求由之前的谨慎转为乐观，信贷大门也逐渐向电站运营商打开。据了解，目前国开行、工行、建行、招行、兴业及浦发等多家银行已经开始向光伏企业信贷松绑。有了银行的信贷支持，电站建设就有了最直接的保障。
光伏资产证券化助力融资光伏电站资产证券化大有可为，除了向银行贷款融资外，光伏企业融资的方式正趋于多元化，比如设计和发行光伏相关信托产品、设立太阳能电站基金、光伏电站资产证券化等。由于大型地面电站的的产权和收益十分明确，收益和现金流十分稳定，因此适合被设计成资产证券化产品。
作为民营企业，资金实力并非公司的天然优势，民营企业一般融资渠道较为单一，主要是银行贷款和增发资金，融资代价较高。因此民企在有一定电站储备后，开展光伏资产证券化业务，可以盘活存量电站，同时开拓融资渠道以进行新一轮的电站开发，如此滚动逐步做大装机规模。光伏资产证券化的意义在于以下几点：
1.拓宽融资渠道，摆脱对银行渠道的依赖;
2.在降息周期的中后期以固定利率锁定低融资成本，以改善电站长期投资回报;
3.在项目IRR显著高于融资成本的情况下，提高杠杆率(相当于加二次杠杆)，从而提升ROE水平。
下图以爱康科技为例进行说明：
目前，发行资产证券化产品已经具备了法律基础和市场要素，光伏电站资产证券化产品的推出不再具有根本性障碍。基础资产的合规问题(电站资产不得有抵押)、融资规模问题(电站规模小不受证券机构欢迎)等，将随着公司电站持有量的上升而迎刃而解。
目前光伏资产证券化仍还处在探索之中。借鉴国外成熟的模式，已建电站可实现资产证券化操作，未建的(特别是分布式光伏)电站适合开发金融产品。光伏电站资产证券化为企业开辟了一条低成本的融资新途径;与此同时，为机构投资者提供了类固定收益类投资品种，拓宽了投资领域，提高投资收益率并分散了投资风险。因此，电站资产证券化这一新型金融业务的推出，无论对光伏行业还是对资本市场，都不啻为利好消息。
电站运营成为风气，电站退出道路畅通无阻光伏电站已经逐渐被社会资本接受。原因有两个方面：首先从主观上来说，由于光伏行业的持续好转，政策的扶持，尤其是补贴金额和年限的确定使光伏电站成为风险较小，现金流较好的一类资产。同时8年左右的总投资回收期也可以让人接受。从客观上来说，随着地产、矿业等行业的持续下行，相关行业的投资回报率下降，风险却同时上升的情况下，也使光伏电站资产的投资价值更加凸显。最后降息周期对光伏电站的收益率也有比较正面的影响。目前已经涌现出一批以持有光伏电站运营为战略的企业，上市的企业有安康科技、华北高速、京运通、江苏旷达、彩虹精化和林洋电子等一系列的公司。此外据我们所知还有不少光伏产业之外的上市公司也都在积极准备介入光伏电站领域。2014年8月，中民投与宁夏回族自治区签署战略合作协议，中民投将在3-5年内，在宁夏投资建设3GW-5GW光伏发电项目，总投资额在300-500亿元人民币之间。中民投的目标十分明确，就是介入光伏产业的末端电站。由于电站运营类公司的崛起，光伏电站的退出通道已经畅通无阻，市场之前担心的电站过剩，卖不出去的风险已经不复存在。
