政策风险：尽管政府出台了许多有关光伏产业的支持政策，但由于该产业成本高昂无法获得可持续经济利润，导致了政府目标流产、分布式项目推广不力、上网困难、限电和补贴缺口等一系列问题。由于太阳能在电力竞价中位居所有新能源的末席，如果没有强制性的可再生能源配额制，电力需求降低和电力系统改革会使光伏电力的上网问题雪上加霜。
而传统能源和新能源两方的利益角逐也使得中国的配额制度面临着严峻挑战。另一方面，虽然特高压电网建设在五年左右能够缓解可再生能源上网容量问题，但短期来看，各地方省份为保护当地火力发电企业的利润和地方经济增长仍会将光伏发电后置，限电难以缓解。为维持现在项目收益率11%左右。
据我们估计，每0.01元的电价下调须0.1元光伏系统的成本下降来维持。14年补贴缺口增长40%，15年业内预计扩大100%，可再生能源资金补贴从1.5分每千瓦时上涨到1.9分每千瓦时，只有27%的上浮，且80%以上补贴运用于风电，光伏难解近渴。我们认为缺口扩大的速度会放缓但扩大的趋势难以扭转。
公司风险：政策风险导致光伏下游公司的财务报表有四个不利表现：由于限电问题导致的使用小时数缩减、高负债比、补贴拖欠引发的现金流短缺和应收账款过多、还有投资回报不稳带来的融资困难。而诸如众筹和融资租赁等创新融资方式成本高昂且可持续性有待观察。虽然政府正在推动绿色债券的发展，但是相关的市场前景及准备工作还处于试验期，比如信息披露、绿色项目评估、投资者教育等都需要时间来完善。所有光伏电站开发商都存在资金缺口，资产负债表进一步恶化。
光伏下游产业面临风险和挑战
尽管政府不断强调可再生能源在中国能源结构中的重要性，国内的光伏产业发展仍面临诸多不利因素。虽然政府出台了一系列光伏产业支持政策，但限电问题，不断扩大的补贴缺口和传统发电企业的利益博弈导致光伏产业无法获得可持续的经济利润。同时，光伏企业的财务状况也在不断恶化，催生了众筹、绿色债券以及其他创新的但尚不成熟的融资方式。我们认为如果维持现状，中国光伏产业2016年难现实质性改善。图2总结了该产业所面临的主要问题并通过定性假设得出了我们16年的预测数据。
一、政策风险
装机目标难以实现
2014年，光伏发电装机完成量比政府目标低约4GW，完成率为76%。强劲需求促使地面式装机量完成政府预定的目标6GW，而利润较低的分布式项目却需求不振。2015年，GlobalData统计数据显示全国完成17.6GW的光伏装机量，完成率同样为76%。考虑到地面电站供应过剩而分布式电站盈利能力较差，我们认为光伏装机目标未来可能更难实现。中国光伏行业协会秘书长王勃华预计，2020年全国光伏装机总量将至少达到150GW，意味着未来5年平均每年新增约20GW的装机量。鉴于历史完成率和不断恶化的大环境，我们认为该目标很难实现。
限电问题近期预料持续
按照各省截止2015年9月并网装机容量来看，新疆(含兵团)，甘肃和内蒙古都已经早早地超过了国家给定额度。由于承载这些地区电力输送至需求量大的城市中心的特高压设施仍在建设期，这些省份仍将面临严峻的限电问题。我们预计其他地区，例如浙江和福建，也有可能遇到类似问题。
全国电网发展
可再生能源协会专家表示，国家电网承受能力不管是目前还是2020年的150GW目标都并无大碍，关键在于和传统能源发电的分配协同程度(传统火电的既得利益让步)，未来配额制的出台将是关键一步。
2015年8月31日，国家能源局发布《配电网建设改造行动计划(2015—2020年》，《行动计划》明确提出2015—2020年，配电网建设改造投资不低于2万亿元，其中2015年投资不低于3000亿元，“十三五”期间累计投资不低于1.7万亿元。预计到2020年，高压配电网变电容量达到21亿千伏安、线路长度达到101万千米，分别是2014年的1.5倍、1.4倍。
据最新国网统计数据显示，十二五期间国家投资电网工程1.8万亿。国家电网公司董事长刘振亚表示，从2015年到2020年国家电网将投资2.7万亿建设特高压等电网工程，同比增长50%。
可再生能源配额制面临挑战
从国务院2007年提出可再生能源配额制到现在，经过几轮征求意见和利益博弈，迟迟没有出台，至今仍然有很大阻力。由于自上而下难以落实，国家开始鼓励自下而上的配额制展现。2005年通过的《可再生能源法》中明确规定要对可再生能源电力实行全额收购，但实际执行并不到位。《可再生能源配额管理办法》也是谋划八年至今仍未出台，其中规定了各省级电网可再生配额指标，即当地消费的可再生能源电量与全社会用电总量的比例。
2015年有两省出台了自上而下的响应政策。具体来说，2015年4月，首个省级可再生能源配额出台，内蒙古自治区政府办公厅发布《关于建立可再生能源保障性收购长效机制的指导意见》(下称《指导意见》)，明确2015年全区可再生能源上网电量占全社会用电量达到15%，到2020年达到20%。其中，2015年风电和光伏发电限电率分别控制在15%和6%以内。具体额度分配到发电企业和电网公司，完成情况将作为考核电网公司负责人的重要指标。
2015年4月，湖北省发改委和能源局也联合下发了《关于做好可再生能源电力配额考核准备工作的通知》，要求各大发电集团在湖北省新能源装机占该集团在湖北省权益发电装机(主要指燃煤火电装机和新能源装机)的比重，2015年达到3%以上，2017年达到6%以上，2020年达到10%以上，对不能完成考核目标任务的，调减燃煤机组发电小时数。
电改加速配额制落实需求
2015年3月，电改9号文为电力行业新一轮改革拉开了序幕。电改提出放开发电侧和售电侧，实行竞价上网。各种发电方式中光伏的竞价能力最差，若电改后配额制出台不及时，光伏电站行业面临严峻挑战。
彭立斌预测，2050年我国可再生能源占比将超过60%。如果没有强制性保障，这一目标很难完成。电改后放开发电侧和售电侧是千载难逢的机会，但如果没有配额制的保护，实行竞价上网，各种发电方式比较成本逐步递增依次是水电、火电、核电、天然气、风电、太阳能，光伏的竞争能力最差。所以，如果电改后配额制出台不及时，包括光伏电站在内的可再生能源项目将会出现大面积关停，尤其是在限电严重的地区如新疆和甘肃。
促进分布式发展的政策还不能完全满足市场需要
分布式发电一直是国家支持的重点，也是十三五发展的重点，但多年来发展一直受抑制，还有待环境和政策逐渐改善和成本不断下降。
光伏上网电价进一步下调
10月30日国家发改委近日下发《关于完善陆上风电、光伏发电上网标杆电价政策的通知》(讨论稿)，拟从2016年逐年下调光伏标杆电价。正式下发的政策2016年调价力度略超预期，预计2017年进一步下调的可能性不大。
光伏上网电价下调与IRR测算
假设其他条件都不变的情况下(包括现建地面式电站7.5元/瓦成本不变)，上网标杆电价的下调对光伏项目回报收益IRR的负面影响是显著的。上网电价下调倒逼成本下降，但0.01元/千瓦时的下调对应单位成本降幅预计至少达到约0.1元/瓦才能维持并可能提高公司的盈利能力。
光伏电站的总成本中约50%来自光伏组件。光伏上网电价自2013年底以来就没有进行过调整，而模组价格自2014年1月以来已下降了17%，使得IRR由9%提高至如今的11%左右。我们预计，如果成本持续下降同时公司保持或减少融资成本，2016年光伏上网电价下调后IRR有望维持在10%左右。
光伏上网电价下调抢装潮下的质量风险
光伏电站质量风险一直存在，但在强装潮下，很多质量风险又会被淹没。现有光伏电站运营年限可达20年之久，但若质量把控不过关，日常维修费用和使用年限都会受影响。电站质量在建成后很难改善，关键在建设期间的把控，抢装期的电站质量有待考察。
国家可再生能源中心2014年11月的报告显示，国内有近三分之一的光伏电站因为质量不合格衰减率高，质量问题“一塌糊涂”。中国质量认证中心新能源部部长认为，光伏被归类为工业产品类别上，所以它属于自愿性产品认证，由企业自觉来申请，没有强制力。该中心也做了质量方面的工作，尤其是在检测和调研上做了大量工作。虽然有标准，但是很多企业没有按标准执行，这可能是目前出现质量问题非常重要的一个原因。
光伏补贴拖欠导致回收风险
国家明确表示光伏补贴未来8-10年不会停，但截至2015年年底补贴拖欠已达约300亿，回收周期可达两年之久，使得光伏发电企业账面利润虽高，但现金流迟迟收不回，资金短缺问题严重。2014年11月，中国光伏行业协会秘书长王勃华表示，2014年应收补贴为700亿元，实际上缴400亿元左右。已征收的400亿元补贴中，八成补贴了风电，留给光伏的补贴额度不足。
根据国家能源局的统计，截至2014年年底，可再生能源补贴资金缺口累计已超过140亿元。在国家政策的支持下，最近两年光伏发电量都在翻倍增长，而可再生能源补贴资金却增长相对缓慢。两者之间的差距扩大，导致资金缺口也越来越大。
尽管国家发改委在2015年年底将可再生能源补贴电价附加由0.015元/千瓦时提高到0.019元/千瓦，但27%的增长仍难以弥补每年以40%~100%速度增加的补贴缺口。
电力需求下降，光伏行业难独善其身
经济下行带来的电力需求下降将冲击整个光伏行业的利用小时数。2015年电力需求增速增长不到0.5个百分点，我们预计2016年电力需求可能下滑0.5%。在燃煤过剩的情况下，光伏行业没有配额制的上网比例保护，也没有低价成本可以比拼，有效利用小时数将会受到严峻挑战。
二、公司风险
光伏公司面临的问题包括：由于限电问题导致的利用小时数缩减、高负债比，补贴拖欠引发的现金流短缺和应收账款过多，还有投资回报不稳带来的融资困难。而诸如众筹和融资租赁等创新融资方式成本高昂且可持续性有待观察。虽然政府正在推动绿色债券的发展，但是相关的市场前景及准备工作还处于试验期，比如信息披露、绿色项目评估、投资者教育等都需要时间来完善。所有光伏电站开发商都存在资金缺口，资产负债表进一步恶化。我们认为民营企业下，在限电严重的地区，发展靠后的小规模光伏电站厂商在2016年有更大的倒闭风险。
限电风险，利用小时数降低
2015全国平均弃光率达10%，甘肃和新疆达20%以上。若公司的光伏电站分部多集中在甘肃和新疆地区，利用小时数受限电影响将显著下滑。
受限电影响的地区利用小时数显著下滑。根据我们的测算，利用小时数每下降100小时，IRR就会减少约1.2个百分点。
大多数光伏下游公司在新疆和甘肃的发电站分布超过25%，其中我们发现协合新能源在限电严重地区的分布最少。
资金短缺
纯下游电站开放商的平均负债权益比高达200%以上，含有EPC业务的企业负债率会相对低一些，在50%至150%之间。
由于补贴拖欠，应收账款周转天数一直稳步增长，行业平均天数已由2011年的100-150天上涨到2014年150-200天。我们预计下游光伏企业的应收账款天数将维持高位，2016年达到150-200天。
当补贴拖欠维持高位时，更成熟的光伏开发商主要从已建成的电厂获得资金。新进入者由于运营时间通常少于两年而倍感压力，经营现金流已低于净利润。
融资难
政策执行风险和投资收益不稳导致大多数光伏企业面临融资困境，不得不发行成本高昂的小额债券和可转债，而资本市场股权融资又需要良好的行业前景和价值投资者的认可。由于违约风险的考量，银行资信要求高，从银行借款也困难重重。
创新融资方式风险待考
近期比较流行的是融资租赁，将融资产品设计成类理财产品，募集大众资产。其风险在于对于项目IRR在10%~12%的光伏电站项目来说，给予大众的理财回报达到什么水平才可以维持其可持续发展而不至于陷入庞氏骗局的窘境还有待实践检验。现阶段光伏理财产品的回报率从6%~10%不等。
绿色债券发展仍需时间
在彭博社举办的2015年新能源峰会上，中国人民银行研究局首席经济学家、中国金融学会绿色金融专业委员会主任马骏强调了在中国建立绿色投资价格体系的重要性。马骏表示，要建立绿色投资价格体系，每年需要3-4万亿的绿色投资，但财政能力有限，每年只有2500亿的财政投资，其他还需民间资本投资补充。今年4月，中国人民银行成立专业委员会以推动绿色能源投资发展，其中对于绿色项目的界定很关键。正在编写的国内和国际绿色能源案例研究有望明年出版。同时管理层最近也建议和争取在证券法上加上强制性环境信息披露。
发改委于2015年9月21号公布《生态文明体制改革总体方案》：明确提出建立绿色金融体系设计。在此之前都是研究阶段，现在得到顶层支持，有利于原则性问题的落实。文件也提到发展绿色债券市场、绿色股票指数等。绿色债券的发展在国外已有7-8年历史，中国还没有官方概念产品，但有些公司已经尝试发行。金风科技在香港发过3亿美元的绿色债，久期三年，收益率2.5%。
绿色债券算是一种新的融资渠道，之前主要是依靠信贷和资本市场融资。绿色债券可以减少期限结构风险(银行偏好短期，公司偏好长期);可以应用于有稳定现金流的公司，如水处理和新能源科技公司等。不过，中国绿色债券体系的建立和该种融资的普及在未来五年仍将面临诸多挑战。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201602/03/95907.html
