多年来，在高额补贴政策的驱动下，我国创造了世界上前所未有的光伏产业发展速度，光伏技术达到了全球领先，形成了完整的具有国际竞争力的光伏产业链，光伏发电产业得到快速发展，在推动能源转型中发挥了重要作用。
截至2019年9月底，光伏发电累计装机规模190190MW，其中集中式光伏发电装机131490MW，占比69.14%。光伏发电新增装机规模连续5年全球第一，累计装机规模连续3年位居全球第一。2019年前三季度，全国光伏发电量达到1715亿千瓦时。
但另一方面，由于近年来经济下行导致电力需求大幅下降，加之省级电力市场壁垒尚未打破，电网外送通道建设滞后等原因，导致弃光限电现象层出不穷，再加上可再生能源补贴资金长期拖欠，导致不少企业遭遇了融资难、资金链断裂等多重困境，面临停业、破产的危险。
而曾经炙手可热的电站资产却成为了企业手中的烫手山芋，民营电站企业纷纷在资本市场游走，寻找对手方交易电站资产。然而面对光伏产业政策不确定性、电站企业错综复杂的“三角债”和巨大的应收账款等问题，给有意收购光伏电站资产的潜在投资机构带来了很大的困扰，望“电站”却步。
光伏补贴政策的现状和发展
(一)我国光伏补贴政策的更迭和发展
2005年，《中华人民共和国可再生能源法》首次规定设立“可再生能源发展基金”对以风电和光伏发电为主的可再生能源发电进行上网电价补贴，并在全国销售电价中征收可再生能源电价附加，以补贴可再生能源发电项目上网电价高于当地燃煤机组标杆上网电价的差额。截至2019年，可再生能源电价附加征收标准为每千瓦时1.9分。光伏补贴政策是光伏产业政策中最重要的部分，对光伏产业的发展起到了重要的促进作用，其发展包括以下几个阶段：
1、核准定价
在光伏发电发展初期，为促进国家战略产业的发展，引领清洁能源发展的方向，国家采取了核准定价制度。即，依据项目的建设成本和生产周期，在保证合理盈利的原则下制定一个固定的上网价格。核准定价尽管没有体现合理的市场特点，但是对我国光伏产业的开局起到了重要作用。2008年7月，国家发改委将上海崇明岛前卫村1MW、内蒙古鄂尔多斯205KW聚光光伏电站上网电价核定为每千瓦时4元。
2、特许权招标竞价
2009年-2010年，为了促进光伏电站的建设，采取了特许权招标方式加强光伏电站建设管理工作。经过公开招标，两批光伏电站特许权项目落地，特许经营期均为25年。其中，2009年甘肃敦煌光伏特许权项目中标价格为每千瓦时1.09元，2010年13个共280MW的光伏电站特许权项目中标价格区间为每千瓦时0.7288-0.9907元。截至2010年底，全国集中式光伏发电累计装机容量860MW。
3、已被叫停清算的“金太阳示范工程”
2009年-2012年，国家开展“金太阳示范工程”，从可再生能源专项资金中安排一定资金，支持光伏关键技术产业化。财政资金为正在经历资金匮乏寒冬的光伏行业提供了出路。但是，在工程的推进过程中，出现了卖指标、骗取高额补贴、产品质量差等一系列问题。2013年5月初，财政部发布通知对金太阳项目清算，对未及时完工的项目收回预拨资金。“金太阳示范工程”就此退出舞台。尽管如此，在多重政策激励下，光伏发电行业在这几年中仍得到了迅猛的发展。截至2013年底，全国集中式光伏发电累计装机容量达到16317MW，比2010年增长了18倍。
4、“上网标杆电价”阶段
2011年，我国光伏制造业遭遇欧美“双反”调查，出口量迅速下降，在严峻形势下，为加大国内光伏产品的需求，推进大型光伏电站建设，我国首次出台“上网标杆电价政策”，即享受中央财政资金补贴的光伏发电项目，在20年补贴期限内执行全国统一的固定标杆上网电价，光伏发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分，国家给予补贴。即“国家补贴金额=上网标杆电价-当地燃煤机组标杆上网电价”。2011年年底之前和之后投产的光伏上网电价分别为每千瓦时1.15元和1元。2013年发布的全国三类太阳能资源区相应的上网电价为每千瓦时0.9元、0.95元和1元。经过多次调整，2018年1月1日之后投运的光伏电站标杆上网电价，每千瓦时0.55元、0.65元、0.75元，Ⅰ类地区的上网电价比2011年下降了52%。
5、“上网指导价”取代标杆电价
为引导新能源投资回归理性，推动光伏发电产业健康可持续发展，2019年4月，国家发改委将集中式光伏电站上网标杆电价改为指导价，将纳入国家财政补贴范围的三类资源区新增集中式光伏电站指导价分别确定为每千瓦时0.40元、0.45元、0.55元。至此，执行了8年的上网标杆电价成为了历史。
6、平价上网项目试点(新建电站)
“十三五”以来，我国光伏产业技术水平不断提高，电站建设成本持续降低，电力消纳状况好转，项目的经济性稳步提升。2019年1月，国家发布文件，在资源优良、建设成本低、消纳市场有保障、投资和市场条件好的地区，开展无补贴平价(低价)上网项目。针对平价上网项目，国家发改委、国家能源局出台了支持政策：一是，优化项目投资环境，在土地利用及土地相关收费方面予以支持等。二是，各级地方政府可以出台一定时期内的补贴政策，仅享受地方补贴的项目视为平价上网项目。三是，电网企业应确保平价上网项目和低价上网项目所发电量全额上网。四是，鼓励平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿等。
7、国家补贴竞价机制(新建电站)
为了减少光伏行业发展对国家补贴的依赖，节约补贴资金，在推进建设平价上网项目试点的同时，国家发改委、能源局也推出了对需国家补贴的项目的竞争配置机制。优先建设补贴强度低、退坡力度大的项目，形成“省内竞价+国家排序”的竞争性规则，由地方通过招标等竞争性配置方式组织项目，国家根据补贴额度通过排序确定补贴名单。但是，纳入国家补贴竞价范围项目名单只是取得了补贴资格，最终能否享受国家补贴，还要看项目是否按要求按期全容量建成并网。2019年是实行光伏发电补贴竞价工作的第一年。2019年5月，竞价项目申报工作启动，7月11日，国家能源局正式发布竞价结果。具体竞价项目申请流程可参见国家能源局发布的《2019年光伏发电项目建设工作方案》。
8、未来向全面平价发展
随着光伏发电技术进步，国家政策调控的推进，光伏行业市场化导向更明确、补贴退坡信号更清晰、消纳能力落实更强化，发电建设管理机制更加清晰。在“十四五”初期光伏发电将逐步全面实现平价。
对于未来新建光伏发电项目，可以分为三种类别进行相关补贴申请：
平价项目，即不占用国家补贴的项目为平价项目，主要由地方审批，地方可以发放补贴，国家不限制规模;
竞价项目，即需补贴的集中式光伏发电项目参加补贴竞价，采取申报电价由低到高排序，直至当年补贴预算用尽
扶贫项目，单独专项管理，占用扶贫资金，不占用国家竞价补贴规模。
光伏补贴政策对投资集中式光伏电站的影响
(一)补贴退坡对投资的影响
1、补贴政策的不确定性给投资决策带来影响
光伏产业受到国家多个部位、省市主管部门的“多头”监管，导致政策下沉滞后，企业在投资过程中与各机构的沟通成本较大，补贴政策的不确定性给投资决策带来一定的影响。
2、尚未纳入国家补贴目录的项目，应收补贴款的收回存在不确定性。
截至2019年9月底，我国集中式光伏发电装机容量为131490MW，而进入前七批可再生能源补贴目录的光伏电站规模共计约50000MW，仅占目前中国总装机规模的38%，而且只有2016年3月底前并网的光伏项目，才能获得补贴发放的资格。目前，光伏发电项目普遍面临3年以上的财政补贴拖欠，几百万甚至几十亿的应收账款躺在财务报表中，直接影响项目现金流，进而影响项目收益率。
另据媒体报道，财政部正在酝酿新的补贴政策，有可能不再实施第八批可再生能源补贴目录的申报,将有另外的方案。因此，尚未纳入补贴目录的项目，存在遭遇补贴短期无法获取的风险，可能导致项目盈利能力受到影响。
3、补贴金额退坡，对项目收益产生影响
2011年-2019年间，光伏上网标杆电价从每千瓦时1.15元降低到最低0.4元，下降比例超过65%。然而光伏项目的投资成本、运营成本、融资成本之和下降空间有限。据测算，如果计入补贴，光伏电站的内部收益率(IRR)可以达到8%-12%，去除补贴后预计会低于8%，所以在目前建设成本不能有效降低的情况下，补贴对于光伏发电企业的效益影响巨大。
4、地方级补贴取消，对项目收益产生影响。
各地方政府及相关部门会根据地方情况，给予光伏发电项目一定的补贴。比如，某市的光伏发电项目电价批复文件中，明确载明了接网、线路补贴金额，但根据财政部2018年6月11日下发的通知，可再生能源接网工程项目等不再通过可再生能源电价附加补助资金给予补贴，相关补贴纳入所在省输配电价回收，由国家发改委在核定输配电价时一并考虑。如果未来地方级的补贴全面取消，将在一定程度上影响光伏项目的收益。
(二)“抢装潮”、规模化大发展给投资带来的影响
1、质量隐患影响光伏电站未来收益
由于2016年6月30日前，国内光伏上网电价调整的时间节点集中在年中，光伏电站项目为了赶上补贴政策，急于赶在630之前建成并网，导致从项目立项到并网通常都在抢工期，涌现了很多施工质量问题，对后期电站运营带来了较大的困扰。
2015年，某第三方检测机构曾对32个省市的425个光伏电站所用组建进行检测，发现有30%建成3年的电站出现了不同程度的质量问题，有些电站设备衰减率上升到68%。杜邦光伏材料市场部经理付波曾表示，“以我国西部地区20兆瓦作用的地面光伏电站来计算，如果组件寿命能够达到25年，那么投资的内部收益率可以达到升值高于11%;如果组件寿命只有10年，那么收益率会锐减至4.8%;如果组件质量出现问题，同时功率衰减加速，从正常的每年0.8%增加到5%，那么收益率就只剩下2%”。
2、建设施工期间的合规瑕疵对项目收益产生影响
由于抢工期，普遍存在“未取得批准而先行建设”、“未取得备案即开工”等的情况，可能导致未来面临行政罚款，影响补贴申请或者影响收益。另外，一些项目还因为赶工期，尚未办理可能导致罚款、停产后果的手续或文件，可能影响项目收益，最终导致融资主体不适格，失去发债等融资方式。
3、光伏发电项目面临融资路径少、成本高的困难
由于前期投入大，国家补贴拖延，导致光伏发电企业资金困难。而在电站建设和运营初期就具备完备资质、符合通用标准的项目比较少，因此融资路径有限。
目前采取较多的融资方式，主要包括银行借款、信托借款、融资租赁等。据统计，投资公司建设期融资成本一般在9-12%，运营期融资租赁成本大约8-12%，稳定期金融成本大约在6-8%。资金成本上调1%的情况下，资本金收益率将下降0.81%。如何寻找合适的融资方式获得较低成本的资金，是光伏发电企业未来面临的问题。另外，投资机构还需要面对项目资产抵押情况复杂的情形。
(三)电力市场化改革对上网电价的影响
随着电力市场化改革的推进，上网电价、补贴将受到外部因素以及供需关系影响。光伏补助标准，是根据上网电价、脱硫燃煤机组标杆电价等因素确定。而2019年9月26日国务院常务会议决定，从2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，对于尚未进入市场进行交易的燃煤发电电量，将现行标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的准市场化机制。由此我们看到，随着国家电力市场化改革的推进，未来，光伏发电上网价格将受到市场供需的影响，进一步影响发电企业的收益。
(四)平价时代后，对项目建设和运营的要求提高
我国光伏技术成本十年内下降了90%，未来下降的空间有限，能否在新建平价上网项目中具有竞争优势，核心在于降低非技术成本。光伏非技术成本主要包括初始投资、土地租金和税费、电网接入费用、人力成本、交易成本、前期开发费用、各种摊派以及融资成本等。现在的光伏发电项目普遍存在税费较高的情况，尤其在土地费用、融资成本和并网成本、税费成本这四个部分尤为突出。
光伏补贴退坡后，对投资集中式光伏电站的对策和建议
光伏行业正在从拼规模、拼速度向拼质量、拼技术进行转变，投资机构仍然可以在光伏板块寻找到良好的电站资产、合适的投资机遇。结合前文中探讨的投资集中式光伏电站时面临的困境，为了降低投资风险，确保稳定的投资收益，我们对光伏补贴退坡后投资集中式光伏电站项目，提出几点对策和建议：
(一)跟踪和研究政策，建立沟通机制，降低政策风险
首先，投资机构应积极跟踪政策变化，保持与政府相关部门的沟通渠道，研究光伏政策变化、电力市场化改革的发展趋势，以及对拟投资项目未来收益的影响，并研究对策积极应对。
其次，针对尚未进入补贴名录的项目，督促项目公司按照申报条件，及时与当地政府深入沟通，按照国家可再生能源信息管理中心的要求，填报补贴名录的申请。
第三，新建平价项目，应深入研究地方的补贴政策要点，与当地政府、能源局、财政局等进行沟通，积极申请地方政府补贴。据悉，某项目未进入第七批国家可再生能源补贴目录，但是通过积极争取获得了所在省份的批文，项目上网电价执行光伏标杆电价加每千瓦时0.1元的省内补贴，且补贴3年。
(二)加强调研、评估、尽职调查工作，降低或有风险
首先，针对2016年及以前建成并网的集中式光伏电站，应加强对关键设备的质量、衰减情况，施工质量进行重点评估，全面开展尽职调查工作。其次，对影响光伏电站收益的两大指标，内部收益率及度电成本进行测算和评估，服务投资决策。第三、着重对光伏项目资产抵押、或有债务进行风险排查。第四，对发现的问题和潜在的风险进行充分沟通，争取在投资完成前整改，降低或有风险。
(三)加强项目合规建设，积极尝试新的融资方式
首先，在投资推进的过程中，加强项目公司和项目本身的合规风险排查和合规工作督导，确保项目主体满足融资主体的要求。针对赶工期时期普遍发生的“未批先建”、“未备案即开工”等瑕疵应在投资前期尽快解决，以免进一步影响项目融资、发债、资产注入上市公司的能力或资格。
其次，深入与金融机构的合作，尝试开展发行绿色债券、应收账款资产证券化等新的融资方式。可以参考中国华能在2017年11月发行的首单可再生能源电费补贴资产证券化产品，项目注册金额50亿元，首期发型规模为5.3亿元，期限36个月，评级机构给予项目AAA评级，发行票面为5.50%，该项目基础资产即是华能集团下属风电、光伏等新能源企业可再生能源补贴资金，募集资金则用于补充新能源企业现金流。
(四)对于新建项目，尽量降低非技术成本
随着光伏组件技术成本的下降，如今非技术成本的情况决定了项目未来的收益。在电站投资过程中，注重对电站资产非技术成本的研究，包括土地使用成本，土地使用税，耕地占用税等。在投后应对该成本细致化的管控，积极协调当地政府、电网公司，降低土地税费、租金以及电网接入成本。
(五)对电力消纳、外送保障、配套设施的建设情况进行评估
在选择电站资产时应充分考虑周边配套设置、电力交易机制、电网接入情况等。研究电站周边是否有建好的升压站、线路等，选址尽量靠近负荷中心或者特高压通道换流站周边。尤其关注项目地附近特高压直流外送通道开工建设情况等。只有限电问题逐步解决，才能降低未来电站的送出成本，确保未来收益长期稳定。
