2018年之前，我國光伏發電行業受政策擾動表現出較強的周期性，同時粗放式的增長也使制造產能過剩、電站項目用地緊張、補貼拖欠及棄光限電等問題日益突出，一定程度限制了行業的發展空間。2018年下半年光伏政策體系重大變革，市場化導向政策陸續出臺，同時國內民營電站運營商因受補貼拖欠拖累，面臨較大的資金壓力，部分民營光伏發電企業開始通過資產出售方式加速退出市場，電站資產持有方亦開始逐漸轉移向資金實力雄厚的國企；未來，行業開發將向光伏企業和電力發電集團聯合開發模式發展，集中度在電站整合預期持續情況下進一步提升。長期來看，光伏發電發展前景較好，隨著技術的不斷進步，平價上網進程快速推進，行業由政策驅動下的補貼周期轉向市場驅動下的平價周期后，迎來自發增長，行業內企業經營環境得以改善。

	  ?2018年下半年國內光伏政策體系開始重大變革，短期雖致行業一度陷入低谷；但長期來看，光伏行業的長效機制形成，行業將由政策驅動下的補貼周期轉向市場驅動下的平價周期，迎來自發增長。

	  ?國內光伏裝機規模的快速擴張導致棄光限電率較高，為此國家在“十三五”期間加強對光伏發電項目的“結構、區域”雙調整，光伏應用市場格局和區域布局大幅優化，區域消納問題有望進一步改善。

	  ?我國光伏制造產品價格受行業競爭環境、供需格局及技術迭代影響較大，未來隨著制造規模化程度不斷提高，技術進步與成本降低演進，中國光伏用電側實現平價上網目標可期。

	  ?光伏發電發展高度依賴財政補貼，但大規模的補貼延緩撥付使擁有大量存量項目的電站企業現金流面臨嚴峻考驗，部分民企開始通過出售資產以求“自救”，國內電站資產持有方開始逐漸轉移向國企。

	  ?隨著債務規模增加及融資成本上升，光伏發電企業的財務負擔加重，經營效益欠佳，且補貼款的延遲發放持續負面影響企業現金獲取能力，疊加再融資難度大，信用狀況持續走弱。

	  引 言

	  光伏有別于火電、風電和水電等傳統的電磁感應發電原理，采用光生伏特感應原理將太陽輻射轉換成電能。在全球化石能源愈發緊缺，全球氣候變暖的背景下，以光伏、風電為代表的綠色能源得到高速發展。我國太陽能(3.560,0.05,1.42%)光伏產業起步較西方國家略晚，早期以太陽能電池制造為主，產業“兩頭在外”特征明顯，光伏產品主要依賴海外市場消納，但自2008年國際金融危機爆發以來，我國出口的光伏產品受“雙反”政策影響深刻，行業經歷2011~2013年的持續虧損；2013年下半年我國為扭轉國內光伏產業頹勢，先后出臺了電價補貼、并網保證等多項利好政策，推動國內光伏行業向下游電站建設領域傾斜。國內光伏裝機在政策補貼紅利推動下，經歷了2013~2017年爆發式增長，新增裝機容量連續5年全球第一，其中2017年新增裝機容量53.06GW，全球新增裝機占比過半。然而過去幾年粗放式的增長也使光伏制造產能擴張過快致結構性供給過剩、電站項目用地緊張、補貼拖欠及棄光限電等問題日益突出，一定程度限制了光伏行業的發展空間。為此，2018年以來我國開始收緊光伏扶持政策，行業加快精細化調整。未來隨著電網布局的完善及平價上網進程的快速推進，我國光伏行業經營環境將得到優化，發展前景較好。

	  信用研究觀點

	  2018年下半年國內光伏政策體系開始重大變革，市場化導向政策出臺以逐步引導光伏項目平價上網。

	  光伏發電市場獨立運營的商業模式尚未完全建立，電站投資對政策有著極高依賴度，光伏行業政策調整亦對電站投資造成了巨大影響。2018年上半年之前，我國政府實施了指標控制、度電補貼等相關政策來推動整個行業發展，2014~2017年光伏行業迎來了爆發式增長；但行業快速發展的過程中也滋生出粗放發展、棄光限電等問題，存在極大的不穩定性。對此，國家能源局出臺了一系列規范性的文件，以引導集中式地面電站以領跑者基地、發電基站等模式精細化發展，旨在促使企業降低光伏成本、提高發電效率，從而推動平價上網。

	  2018年中國光伏政策體系開始重大變革，當年6月1日，國家發改委、財政部、國家能源局聯合發布《關于2018年光伏發電有關事項的通知》（以下簡稱為“531新政”），采取了分類調控方式對需要國家補貼的普通電站和分布式電站建設規模合理控制增量，對光伏發電領跑基地建設有序推進，對光伏扶貧和不需國家補貼項目大力支持，有序發展；加快光伏發電補貼退坡，降低補貼強度；發揮市場配置資源決定性作用，進一步加大市場化配置項目力度。自此，國內光伏發電行業由過去的“補貼+指標規劃”模式逐步向集中式總量規劃、分布式放開管理+消除積疾平價上網的“市場經濟”模式轉變。

	  2019年以來，我國光伏發電平價上網、競價政策及配額制等政策（詳見附表1）陸續出臺，旨在進一步完善競爭性配置、推進補貼退坡、鼓勵平價上網，實現光伏電價的平穩過渡，構建光伏產業健康可持續發展的新模式。具體來看，在新的政策體系下，光伏項目主要分為無國家補貼項目和有國家補貼項目，其中無補貼平價項目適用2019年1月頒布的平價政策，且2019年5月20日公布的2019年平價項目中，涉及的光伏平價項目為14.78GW，于2019年和2020年預計并網光伏平價規模分別為4.54GW和9.20GW。有補貼的光伏項目方面，2019年5月30日國家能源局正式發布《關于2019年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知》，明確實施分類管理，需要國家補貼的項目原則上都采取競爭配置，優先建設補貼強度低、退坡力度大的項目。

	  長期來看，隨著國內的平價上網、配額制相關政策的出臺，光伏行業的長效機制形成，未來光伏發電將不再依賴于補貼，需求不再由補貼政策驅動，其成長空間來自于對火電的替代和新增用電需求對光電的選擇，行業的周期性有望減弱，成長性凸顯。

	  在補貼的刺激下，2018年6月份以前光伏行業下游裝機呈現爆發式增長，但供給端與需求端的錯位導致棄光限電率較高，國家通過對光伏發電項目的“結構、區域”雙調整，以改善區域消納問題；受“531新政”影響，2018年下半年光伏裝機市場迅速遇冷，且行業在平價過渡期的發展仍將受政策頒布時機和降補強度影響；長期來看，隨著光伏技術進步與成本降低演進，補貼理性退出，行業將迎來自發增長。

	  從2012年出臺標桿上網電價至2018年末，國內光伏上網電價補貼先后經歷了五輪調整，刺激行業下游裝機呈現爆發式增長，但受光伏電站標桿上網電價與并網時間的掛鉤影響，下游裝機在補貼調整前后也表現出明顯的短周期波動。具體來看，2013年8月國家發改委出臺光伏電站分區域標桿上網電價政策，按照光照強度將全國分為I、II、III三類區域，相應制定光伏的標桿上網電價分別為0.90元/kWh、0.95元/kWh和1.0元/kWh，另對分布式光伏發電項目實施按照發電量進行電價補貼，補貼標準為0.42元/kWh；2015年12月國家發改委在發布的光伏標桿電價下調政策中提出，對于2016年6月30日之后并網的集中式光伏發電項目，三類資源區執行的光伏標桿上網電價分別下調0.10元、0.07元、0.02元，各光伏電站運營企業為了享受2015年的上網電價，爭先在6月底前建成光伏電站并實現并網，引發行業首次“630”搶裝潮，當年上半年新增光伏裝機22.49GW，其中6月份新增11.34GW，全年新增裝機34.54GW，同比增長131.81%；2016年12月國家發改委分資源區降低了2017年光伏電站的標桿上網電價，行業再現“630”搶裝潮，2017年上半年光伏新增并網容量達到24.40GW，超過上年同期水平（22.49GW），創下歷史新高，此外當年分布式光伏因電價、補貼政策傾斜而出現裝機井噴，加之三季度“領跑者”項目“930”并網節點、集中式扶貧電站并網和部分“630”節點遺留項目的并網，第三季度光伏裝機繼搶裝潮后熱度不減，整體推動全年光伏裝機快速增長，2017年實現全年新增光伏裝機容量53.06GW，同比增長53.62%。

	  2018年前五個月我國光伏行業延續2013年以來的高速發展，當年1~5月國內新增光伏裝機容量約為13.60GW（上年同期為11.08GW），同比增長超過22%；但“531新政”出臺后，致6月以來國內裝機市場迅速遇冷，其中6月份單月裝機減少約11%，三季度單季度裝機容量減少約53%，四季度單季度裝機容量減少超3%，6~12月新增光伏裝機容量同比減少約27%至30.86GW。2018年全年光伏發電新增裝機同比減少16.58%至44.26GW，系近年首次負增長。

	  2019年，受國內光伏政策及競價項目指標發布晚、平價項目無明確截止日期等因素影響，前三季度國內新增光伏裝機僅15.99GW，同比減少53.65%，大幅低于年初預期的40~45GW。展望2020年，國內由于平價、競價等項目的全面實施，全年新增裝機樂觀，疊加2019年延期的競價指標項目，預計2020年國內光伏裝機有望實現較大增長。

	  從光伏應用市場情況來看，我國電力市場具有非市場化特征，國家電網在輸配電方面處于壟斷地位，由于分散的分布式光伏發電容易對電網造成沖擊，增加國家電網的營運成本，國家電網更加傾向于大型光伏地面電站，且我國有大面積的荒灘沙漠可開發利用，而大型地面電站的容量遠大于分布式的單位容量，亦可更快拉動產業發展，因此2015年之前國內新增光伏裝機容量和累計裝機容量主要集中于大型地面電站，分布式電站僅維持16%的裝機占比。2015年以后，受補貼拖欠、土地資源和指標規模有限等多重因素制約，集中式光伏電站增長逐漸放緩，而分布式光伏受益其貼近用電側、不限電和補貼及時等特點，及技術進步帶動經濟性提升和分布式發電入網對電網的影響減弱等，開始呈現高速增長態勢。2016~2018年和2019年1~9月我國分布式光伏新增裝機分別為4.23GW、19.44GW、20.96GW和8.26GW，占同期新增裝機的比重分別為12.25%、36.64%、47.36%和51.66%；截至2019年9月末，我國分布式光伏累計裝機已由2015年末的6.06GW增至58.87GW，占比由14.03%提升至30.91%。整體來看，由于光伏補貼政策的調整，我國分布式光伏迎來了市場化發展，未來，隨著光伏發展“調結構”目標的逐步實施，我國集中式光伏和分布式光伏的裝機占比將逐漸趨于平衡。

	  從新增裝機區域布局來看，2014年以前，我國西北地區受益于良好的日照條件，區域布局的光伏電站裝機規模占比較大，截至2013年末甘肅省、青海省和新疆自治區三省（區）之和超過全國光伏電站總量的60%。光伏發電供給端與需求端的錯位導致棄光限電問題凸顯，2014年以來政策開始引導光伏電站建設由消納能力不足的西部地區向消納能力強的中東部地區轉移，光伏電站發展中心也逐漸由西北地區向中東部地區轉移，2014~2017年全國新增光伏裝機中西北地區以外裝機規模分別為6.75GW、9.03GW、24.80GW和46.84GW，占同期全國新增裝機的63.62%、59.68%、71.80%和88.28%。2018年以來，受分布式光伏增速大幅下降影響，我國光伏開發布局由西北向中東部地區轉移的趨勢有所放緩，西北地區在區域消納形勢顯著改善情況下，裝機規模及占比均有所回升。受資源總量、建設條件等因素影響，三北地區存在新能源規模化開發潛力，加之我國針對新能源消納政策的不斷落實，未來光伏發展或將保持三北地區與中東部地區并重的開發布局。

	  機組利用效率方面，2015年以來，我國全社會用電需求放緩，而新增光伏裝機容量遠超用電需求，且新能源分布集中、區域電網調峰能力及送出能力不足等因素負面影響我國光伏發電，我國部分地區面臨棄光限電問題困擾。根據國家能源局發布數據顯示，2015~2016年，全國光伏發電機組平均利用小時數分別為1,133小時和1,151小時，累計棄光電量46.5億千瓦時和70.42億千瓦時。2016年我國西北五省依然是棄光限電的重災區，當年西北五省（區）中，新疆、甘肅光伏發電運行較為困難，且陜西首次發生棄光限電情況。為解決光伏棄光限電問題，我國在棄光限電嚴重地區嚴格控制集中式光伏電站建設規模的同時，對當地的光伏發電消納進行“兜底”，并開始提高“三北”地區電力外送通道中可再生能源的比重，受益于以上措施，西北五省地區光伏電力消納顯著改善，但棄光率仍高于全國平均水平。根據發改委和能源局印發的《清潔能源消納行動計劃（2018~2020年）》要求，2018~2020年要確保全年平均光伏發電利用率高于95%，棄光率低于5%，2018年我國光伏棄光率已顯著下降并進入合理區間，且2019年前三季度消納趨勢延續，2019年全年較大概率能夠完成消納目標，同時2020年清潔能源消納形勢總體可控。

	  光伏系統造價較高一直是制約行業發展的最根本因素，而光伏系統成本分為技術成本和非技術成本，其中技術成本主要是組件價格；非技術成本包括稅收、租金、接網費等其他費用。2018年上半年以前，補貼退坡倒逼光伏制造企業通過技術革新推動成本持續下降，光伏產品價格隨之呈持續下滑趨勢；2018年下半年，受“531新政”觸發的供需格局暫變等多重因素影響，國內光伏產業鏈各板塊價格均出現斷崖式下跌，多晶硅降幅超30%，多晶硅片、單晶硅片降幅分別為54.1%、41.9%，多晶電池片、單晶電池片的降幅分別為44.3%、41.8%，多晶組件、單晶組件的降幅則分別為29.8%、27.8%；2019年以來光伏產品價格雖繼續下探，但降幅已有所減緩并趨于平穩。隨著光伏技術的不斷進步，2007年至目前，光伏組件、光伏系統成本分別從30元/W和50元/W下降至1.8元/W和4.5元/W，降幅均在90%以上。未來，光伏行業將隨著技術水平的進一步提升，能量轉換效率仍具有一定提升空間，且光伏產品造價將持續降低，促成中國光伏發電平價上網。同時，根據我國資源綜合利用協會發布的《中國光伏發電平價上網路線圖》，到2020年前后，光伏就將實現發電側的平價上網而不再依賴政府補貼，成為具備經濟效益的行業。

	  整體來看，2018年下半年開始，國家層面陸續出臺平價上網、競價政策、“配額制”等政策，望進一步完善競爭性配置、推進補貼退坡、鼓勵平價上網，實現光伏電價的平穩過渡，但平價過渡期行業發展仍將受政策頒布時機和降補強度影響。長期來看，光伏發電發展前景較好，隨著技術的不斷進步，平價上網進程快速推進，行業由政策驅動下的補貼周期轉向市場驅動下的平價周期后，迎來自發增長。

	  光伏發電發展高度依賴財政補貼，但大規模的補貼延緩撥付使擁有大量存量項目的光伏電站運營商現金流面臨嚴峻考驗，加之自身債務及盈利承壓較大掣肘，部分民企開始通過出售資產方式以求“自救”，國內電站資產持有方亦開始逐漸轉移向資金實力雄厚的國企。

	  在光伏行業的快速發展中，補貼拖欠的問題也日益突出。由于補貼資源未能及時跟上光伏裝機規模的節奏，疊加較為復雜的補貼發放程序，補貼發放周期平均而言長達2至3年。具體來看，財政部、國家發改委及國家能源局通常每隔1至2年公布新一批次的《可再生能源電價附加資金補助目錄》，從2012年6月至2018年6月陸續更新至第七批（合計約有46.46GW的太陽能發電項目納入補貼目錄范圍），僅收錄了2016年3月底之前并網的光伏發電項目。對比截至2016年3月的裝機量，100%的集中式光伏項目、60%的分布式光伏項目進入了補貼目錄，覆蓋率較高；但2016年4月份以來集中式、分布式光伏裝機快速增長，相對2019年9月末的裝機量，僅有24%的光伏裝機項目進入補貼目錄，且截至目前第8批補貼項目申報仍未開始，2016年4月并網的項目已超過3年未進入補貼目錄。此外，因可再生能源電價附加基金的征收具有階段性，故補貼資金也是分批次發放的，目前進入前七批補貼目錄的項目補貼拖欠的周期大約在1至1.5年，未進入補貼目錄的項目補貼資金仍需要較長的等候時間。根據國家能源局的統計，截至2017年底我國可再生能源補貼拖欠累計達到1,127億元，其中光伏發電補貼缺口約455億元，且隨著存量補貼電站的持續發電運行及新增補貼項目的陸續并網，補貼缺口持續增加。

	  融資難一直是制約光伏產業可持續發展的瓶頸。目前光伏產業資金融資主要來自各金融機構的貸款，但由于各金融機構對光伏企業的貸款實行準入限制，普遍實行利率上浮，甚至增設附加條款以防范金融風險；同時，受行業產能過剩、盈利下滑、市場風險偏好及主體自身融資能力等因素影響，近年來光伏企業在資本市場融資能力呈逐步下降的趨勢。部分民營光伏電站運營商受制于較弱的再融資能力及行業本身高負債率約束，財務風險較大，特別是信用資質較低、負債率較高的光伏發電民企的再融資能力較差。

	  受光伏補貼長時間拖欠致使現金流緊張、自身債務及盈利承壓較大等因素掣肘，光伏發電企業開始暴露出抗政策風險能力不足，通過密集出售電站資產謀求快速退出。2018年下半年至2019年12月上旬期間，根據公開信息披露的國內光伏電站運營商出售資產較為頻繁且出售規模較大的企業中，僅協鑫新能源控股有限公司（以下簡稱“協鑫新能源”）、江蘇愛康科技(1.620,0.03,1.89%)股份有限公司（以下簡稱“愛康科技”）、北控清潔能源集團有限公司（以下簡稱“北控清潔能源集團”）、順風國際清潔能源有限公司（以下簡稱“順風清潔能源”）、江山控股有限公司（以下簡稱“江山控股”）和熊貓綠色能源集團有限公司六家企業電站交易規模已超過4.2GW、交易金額超過114.7億元。以協鑫新能源為例，協鑫新能源為全球第二大光伏電站運營商，在民營企業中持有最多的光伏電站資產，但高昂的融資成本、逐漸增長的負債以及補貼缺口不斷擴大致其面臨巨大的流動性壓力，通過尋求賣電站和輕資產化來緩解，2018年10月至2019年5月，協鑫新能源先后向中廣核太陽能開發有限公司、中國三峽新能源有限公司、五凌電力有限公司和上海榕耀新能源公司等國有企業出售相關光伏電站資產的全部或部份股權，合計協議出售電站裝機規模約為1,637MW，交易所得款項將用于償還債務。除了協鑫新能源外，順風清潔能源、愛康科技、江山控股等民營企業都紛紛出售旗下電站資產及公司股權，而中國華能集團有限公司、國投電力(8.840,-0.02,-0.23%)控股股份有限公司、中國廣核(3.700,0.10,2.78%)集團有限公司、中國核工業集團有限公司等電力央企出于自身能源結構轉型的需求，正在加快接盤民企拋售的光伏電站資產，但其交易過程并不順利，交易結果也與交易初始目標存在較大差距，2019年11月中國華能集團有限公司調整收購協鑫新能源51%股權，改為收購國內若干電站或若干電站項目公司。短期內難以解決的補貼拖欠問題使我國光伏電站民營投資企業（尤其是持有規模較大的企業）正面臨著巨大的資金壓力，開始通過出售資產的方式以求“自救”，而收購方多為國企及央企，行業集中度將在電站整合預期持續情況下進一步提升，國內光伏電站資產持有方亦開始逐漸轉移向國企。

	  整體來看，光伏發電發展高度依賴財政補貼，民營光伏電站運營商紛紛出售所持有的電站資產，尤其在2018年“531新政”之后交易愈發頻繁，而接盤方多為實力雄厚的國企央企，行業集中度將在電站整合預期持續情況下進一步提升，國內光伏電站資產持有方亦開始逐漸轉移向國企。

	  隨著債務規模增加及融資成本上升，光伏發電企業財務負擔加重，經營效益欠佳，且補貼款的延遲發放持續負面影響企業現金獲取能力，疊加再融資難度大，信用狀況持續走弱。

	  中誠信證評以有存續信用類債券（包括企業債、公司債、中期票據）的光伏發電企業為初始樣本，以2018年度主營收入占比最高業務作為確定對應企業是否屬于光伏發電的標準，篩選出有債券存續的光伏相關企業4家，具體企業明細見附表2。

	  光伏電力行業是資金密集型行業，電站項目建設具有投資大、建設周期長的特點，多數企業會采用銀行貸款和融資租賃等方式進行前期籌資。2016年以來，光伏發電樣本企業在預期上網電價下調背景下加大對電站項目的開發，持續的凈融資亦使發電樣本企業總債務規模和財務杠桿比率持續攀升。同時，隨著債務規模持續增加及融資成本上升，光伏發電樣本企業利息費用同步增長，以利息支出為主的財務費用對經營利潤形成較大吞噬，樣本企業凈資產收益率呈現下滑趨勢。

	  我國光伏發電對政府的補貼支持較為依賴，2016年以來受標桿電價補貼到位延遲影響，光伏發電樣本企業平均收現比（銷售商品、提供勞務收到的現金/營業總收入）呈現波動下滑，經營活動現金流凈額規模亦有所縮減。此外，由于可再生能源補貼缺口仍在擴大，光伏發電的補貼回流壓力亦有所加大，加之再融資難度加大，行業內電站運營商選擇出售資產來提高流動性現象增多。

	  償債能力方面，2016~2018年及2019年1~9月，在債務規模增長及補貼拖欠持續影響經營性現金流情況下，光伏發電樣本企業經營活動凈現金流及EBITDA對債務本息的保障程度整體處于弱勢下行趨勢。

	  整體而言，隨著債務規模增加及融資成本上升，光伏發電企業的財務負擔加重，經營效益欠佳，且補貼款的延遲發放持續負面影響企業現金獲取能力，疊加再融資難度大，信用狀況持續走弱，部分企業選擇通過出售資產緩解現金流壓力。

	  結 論

	  中誠信證評認為，2013年以來我國光伏行業在政策扶持下呈現爆發式增長，但也使行業伴隨著光伏制造產能擴張過快致結構性供給過剩、電站項目用地緊張、補貼拖欠及棄光限電等問題，一定程度限制了光伏行業的發展空間。為此2018年下半年開始，國家層面出臺一系列光伏調整政策，短期雖致行業一度陷入低谷，而民營光伏電站運營商紛紛出售所持有的電站資產，尤其在2018年“531新政”之后交易愈發頻繁，而接盤方多為實力雄厚的國企央企，行業集中度將在電站整合預期持續情況下進一步提升，國內光伏電站資產持有方亦開始逐漸轉移向國企；長期來看政策調整接近尾聲，且技術進步與成本降低演進使得中國光伏用電側實現平價上網目標可期，未來行業發展受政策擾動降低、市場化程度加深，“造血”能力提升，行業將迎來自發增長。但仍需關注近兩年平價過渡期光伏發電企業獲現能力以及信用狀況表現。