中国光伏发电行业信用研究

　　概要

　　2018年之前，我国光伏发电行业受政策扰动表现出较强的周期性，同时粗放式的增长也使制造产能过剩、电站项目用地紧张、补贴拖欠及弃光限电等问题日益突出，一定程度限制了行业的发展空间。2018年下半年光伏政策体系重大变革，市场化导向政策陆续出台，同时国内民营电站运营商因受补贴拖欠拖累，面临较大的资金压力，部分民营光伏发电企业开始通过资产出售方式加速退出市场，电站资产持有方亦开始逐渐转移向资金实力雄厚的国企；未来，行业开发将向光伏企业和电力发电集团联合开发模式发展，集中度在电站整合预期持续情况下进一步提升。长期来看，光伏发电发展前景较好，随着技术的不断进步，平价上网进程快速推进，行业由政策驱动下的补贴周期转向市场驱动下的平价周期后，迎来自发增长，行业内企业经营环境得以改善。

　　▪2018年下半年国内光伏政策体系开始重大变革，短期虽致行业一度陷入低谷；但长期来看，光伏行业的长效机制形成，行业将由政策驱动下的补贴周期转向市场驱动下的平价周期，迎来自发增长。

　　▪国内光伏装机规模的快速扩张导致弃光限电率较高，为此国家在“十三五”期间加强对光伏发电项目的“结构、区域”双调整，光伏应用市场格局和区域布局大幅优化，区域消纳问题有望进一步改善。

　　▪我国光伏制造产品价格受行业竞争环境、供需格局及技术迭代影响较大，未来随着制造规模化程度不断提高，技术进步与成本降低演进，中国光伏用电侧实现平价上网目标可期。

　　▪光伏发电发展高度依赖财政补贴，但大规模的补贴延缓拨付使拥有大量存量项目的电站企业现金流面临严峻考验，部分民企开始通过出售资产以求“自救”，国内电站资产持有方开始逐渐转移向国企。

　　▪随着债务规模增加及融资成本上升，光伏发电企业的财务负担加重，经营效益欠佳，且补贴款的延迟发放持续负面影响企业现金获取能力，叠加再融资难度大，信用状况持续走弱。

　　引 言

　　光伏有别于火电、风电和水电等传统的电磁感应发电原理，采用光生伏特感应原理将太阳辐射转换成电能。在全球化石能源愈发紧缺，全球气候变暖的背景下，以光伏、风电为代表的绿色能源得到高速发展。我国太阳能(3.560,0.05,1.42%)光伏产业起步较西方国家略晚，早期以太阳能电池制造为主，产业“两头在外”特征明显，光伏产品主要依赖海外市场消纳，但自2008年国际金融危机爆发以来，我国出口的光伏产品受“双反”政策影响深刻，行业经历2011~2013年的持续亏损；2013年下半年我国为扭转国内光伏产业颓势，先后出台了电价补贴、并网保证等多项利好政策，推动国内光伏行业向下游电站建设领域倾斜。国内光伏装机在政策补贴红利推动下，经历了2013~2017年爆发式增长，新增装机容量连续5年全球第一，其中2017年新增装机容量53.06GW，全球新增装机占比过半。然而过去几年粗放式的增长也使光伏制造产能扩张过快致结构性供给过剩、电站项目用地紧张、补贴拖欠及弃光限电等问题日益突出，一定程度限制了光伏行业的发展空间。为此，2018年以来我国开始收紧光伏扶持政策，行业加快精细化调整。未来随着电网布局的完善及平价上网进程的快速推进，我国光伏行业经营环境将得到优化，发展前景较好。

　　信用研究观点

　　2018年下半年国内光伏政策体系开始重大变革，市场化导向政策出台以逐步引导光伏项目平价上网。

　　光伏发电市场独立运营的商业模式尚未完全建立，电站投资对政策有着极高依赖度，光伏行业政策调整亦对电站投资造成了巨大影响。2018年上半年之前，我国政府实施了指标控制、度电补贴等相关政策来推动整个行业发展，2014~2017年光伏行业迎来了爆发式增长；但行业快速发展的过程中也滋生出粗放发展、弃光限电等问题，存在极大的不稳定性。对此，国家能源局出台了一系列规范性的文件，以引导集中式地面电站以领跑者基地、发电基站等模式精细化发展，旨在促使企业降低光伏成本、提高发电效率，从而推动平价上网。

　　2018年中国光伏政策体系开始重大变革，当年6月1日，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（以下简称为“531新政”），采取了分类调控方式对需要国家补贴的普通电站和分布式电站建设规模合理控制增量，对光伏发电领跑基地建设有序推进，对光伏扶贫和不需国家补贴项目大力支持，有序发展；加快光伏发电补贴退坡，降低补贴强度；发挥市场配置资源决定性作用，进一步加大市场化配置项目力度。自此，国内光伏发电行业由过去的“补贴+指标规划”模式逐步向集中式总量规划、分布式放开管理+消除积疾平价上网的“市场经济”模式转变。

　　2019年以来，我国光伏发电平价上网、竞价政策及配额制等政策（详见附表1）陆续出台，旨在进一步完善竞争性配置、推进补贴退坡、鼓励平价上网，实现光伏电价的平稳过渡，构建光伏产业健康可持续发展的新模式。具体来看，在新的政策体系下，光伏项目主要分为无国家补贴项目和有国家补贴项目，其中无补贴平价项目适用2019年1月颁布的平价政策，且2019年5月20日公布的2019年平价项目中，涉及的光伏平价项目为14.78GW，于2019年和2020年预计并网光伏平价规模分别为4.54GW和9.20GW。有补贴的光伏项目方面，2019年5月30日国家能源局正式发布《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，明确实施分类管理，需要国家补贴的项目原则上都采取竞争配置，优先建设补贴强度低、退坡力度大的项目。

　　长期来看，随着国内的平价上网、配额制相关政策的出台，光伏行业的长效机制形成，未来光伏发电将不再依赖于补贴，需求不再由补贴政策驱动，其成长空间来自于对火电的替代和新增用电需求对光电的选择，行业的周期性有望减弱，成长性凸显。

　　在补贴的刺激下，2018年6月份以前光伏行业下游装机呈现爆发式增长，但供给端与需求端的错位导致弃光限电率较高，国家通过对光伏发电项目的“结构、区域”双调整，以改善区域消纳问题；受“531新政”影响，2018年下半年光伏装机市场迅速遇冷，且行业在平价过渡期的发展仍将受政策颁布时机和降补强度影响；长期来看，随着光伏技术进步与成本降低演进，补贴理性退出，行业将迎来自发增长。

　　从2012年出台标杆上网电价至2018年末，国内光伏上网电价补贴先后经历了五轮调整，刺激行业下游装机呈现爆发式增长，但受光伏电站标杆上网电价与并网时间的挂钩影响，下游装机在补贴调整前后也表现出明显的短周期波动。具体来看，2013年8月国家发改委出台光伏电站分区域标杆上网电价政策，按照光照强度将全国分为I、II、III三类区域，相应制定光伏的标杆上网电价分别为0.90元/kWh、0.95元/kWh和1.0元/kWh，另对分布式光伏发电项目实施按照发电量进行电价补贴，补贴标准为0.42元/kWh；2015年12月国家发改委在发布的光伏标杆电价下调政策中提出，对于2016年6月30日之后并网的集中式光伏发电项目，三类资源区执行的光伏标杆上网电价分别下调0.10元、0.07元、0.02元，各光伏电站运营企业为了享受2015年的上网电价，争先在6月底前建成光伏电站并实现并网，引发行业首次“630”抢装潮，当年上半年新增光伏装机22.49GW，其中6月份新增11.34GW，全年新增装机34.54GW，同比增长131.81%；2016年12月国家发改委分资源区降低了2017年光伏电站的标杆上网电价，行业再现“630”抢装潮，2017年上半年光伏新增并网容量达到24.40GW，超过上年同期水平（22.49GW），创下历史新高，此外当年分布式光伏因电价、补贴政策倾斜而出现装机井喷，加之三季度“领跑者”项目“930”并网节点、集中式扶贫电站并网和部分“630”节点遗留项目的并网，第三季度光伏装机继抢装潮后热度不减，整体推动全年光伏装机快速增长，2017年实现全年新增光伏装机容量53.06GW，同比增长53.62%。

　　2018年前五个月我国光伏行业延续2013年以来的高速发展，当年1~5月国内新增光伏装机容量约为13.60GW（上年同期为11.08GW），同比增长超过22%；但“531新政”出台后，致6月以来国内装机市场迅速遇冷，其中6月份单月装机减少约11%，三季度单季度装机容量减少约53%，四季度单季度装机容量减少超3%，6~12月新增光伏装机容量同比减少约27%至30.86GW。2018年全年光伏发电新增装机同比减少16.58%至44.26GW，系近年首次负增长。

　　2019年，受国内光伏政策及竞价项目指标发布晚、平价项目无明确截止日期等因素影响，前三季度国内新增光伏装机仅15.99GW，同比减少53.65%，大幅低于年初预期的40~45GW。展望2020年，国内由于平价、竞价等项目的全面实施，全年新增装机乐观，叠加2019年延期的竞价指标项目，预计2020年国内光伏装机有望实现较大增长。

　　从光伏应用市场情况来看，我国电力市场具有非市场化特征，国家电网在输配电方面处于垄断地位，由于分散的分布式光伏发电容易对电网造成冲击，增加国家电网的营运成本，国家电网更加倾向于大型光伏地面电站，且我国有大面积的荒滩沙漠可开发利用，而大型地面电站的容量远大于分布式的单位容量，亦可更快拉动产业发展，因此2015年之前国内新增光伏装机容量和累计装机容量主要集中于大型地面电站，分布式电站仅维持16%的装机占比。2015年以后，受补贴拖欠、土地资源和指标规模有限等多重因素制约，集中式光伏电站增长逐渐放缓，而分布式光伏受益其贴近用电侧、不限电和补贴及时等特点，及技术进步带动经济性提升和分布式发电入网对电网的影响减弱等，开始呈现高速增长态势。2016~2018年和2019年1~9月我国分布式光伏新增装机分别为4.23GW、19.44GW、20.96GW和8.26GW，占同期新增装机的比重分别为12.25%、36.64%、47.36%和51.66%；截至2019年9月末，我国分布式光伏累计装机已由2015年末的6.06GW增至58.87GW，占比由14.03%提升至30.91%。整体来看，由于光伏补贴政策的调整，我国分布式光伏迎来了市场化发展，未来，随着光伏发展“调结构”目标的逐步实施，我国集中式光伏和分布式光伏的装机占比将逐渐趋于平衡。

　　从新增装机区域布局来看，2014年以前，我国西北地区受益于良好的日照条件，区域布局的光伏电站装机规模占比较大，截至2013年末甘肃省、青海省和新疆自治区三省（区）之和超过全国光伏电站总量的60%。光伏发电供给端与需求端的错位导致弃光限电问题凸显，2014年以来政策开始引导光伏电站建设由消纳能力不足的西部地区向消纳能力强的中东部地区转移，光伏电站发展中心也逐渐由西北地区向中东部地区转移，2014~2017年全国新增光伏装机中西北地区以外装机规模分别为6.75GW、9.03GW、24.80GW和46.84GW，占同期全国新增装机的63.62%、59.68%、71.80%和88.28%。2018年以来，受分布式光伏增速大幅下降影响，我国光伏开发布局由西北向中东部地区转移的趋势有所放缓，西北地区在区域消纳形势显著改善情况下，装机规模及占比均有所回升。受资源总量、建设条件等因素影响，三北地区存在新能源规模化开发潜力，加之我国针对新能源消纳政策的不断落实，未来光伏发展或将保持三北地区与中东部地区并重的开发布局。

　　机组利用效率方面，2015年以来，我国全社会用电需求放缓，而新增光伏装机容量远超用电需求，且新能源分布集中、区域电网调峰能力及送出能力不足等因素负面影响我国光伏发电，我国部分地区面临弃光限电问题困扰。根据国家能源局发布数据显示，2015~2016年，全国光伏发电机组平均利用小时数分别为1,133小时和1,151小时，累计弃光电量46.5亿千瓦时和70.42亿千瓦时。2016年我国西北五省依然是弃光限电的重灾区，当年西北五省（区）中，新疆、甘肃光伏发电运行较为困难，且陕西首次发生弃光限电情况。为解决光伏弃光限电问题，我国在弃光限电严重地区严格控制集中式光伏电站建设规模的同时，对当地的光伏发电消纳进行“兜底”，并开始提高“三北”地区电力外送通道中可再生能源的比重，受益于以上措施，西北五省地区光伏电力消纳显著改善，但弃光率仍高于全国平均水平。根据发改委和能源局印发的《清洁能源消纳行动计划（2018~2020年）》要求，2018~2020年要确保全年平均光伏发电利用率高于95%，弃光率低于5%，2018年我国光伏弃光率已显著下降并进入合理区间，且2019年前三季度消纳趋势延续，2019年全年较大概率能够完成消纳目标，同时2020年清洁能源消纳形势总体可控。

　　光伏系统造价较高一直是制约行业发展的最根本因素，而光伏系统成本分为技术成本和非技术成本，其中技术成本主要是组件价格；非技术成本包括税收、租金、接网费等其他费用。2018年上半年以前，补贴退坡倒逼光伏制造企业通过技术革新推动成本持续下降，光伏产品价格随之呈持续下滑趋势；2018年下半年，受“531新政”触发的供需格局暂变等多重因素影响，国内光伏产业链各板块价格均出现断崖式下跌，多晶硅降幅超30%，多晶硅片、单晶硅片降幅分别为54.1%、41.9%，多晶电池片、单晶电池片的降幅分别为44.3%、41.8%，多晶组件、单晶组件的降幅则分别为29.8%、27.8%；2019年以来光伏产品价格虽继续下探，但降幅已有所减缓并趋于平稳。随着光伏技术的不断进步，2007年至目前，光伏组件、光伏系统成本分别从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。未来，光伏行业将随着技术水平的进一步提升，能量转换效率仍具有一定提升空间，且光伏产品造价将持续降低，促成中国光伏发电平价上网。同时，根据我国资源综合利用协会发布的《中国光伏发电平价上网路线图》，到2020年前后，光伏就将实现发电侧的平价上网而不再依赖政府补贴，成为具备经济效益的行业。

　　整体来看，2018年下半年开始，国家层面陆续出台平价上网、竞价政策、“配额制”等政策，望进一步完善竞争性配置、推进补贴退坡、鼓励平价上网，实现光伏电价的平稳过渡，但平价过渡期行业发展仍将受政策颁布时机和降补强度影响。长期来看，光伏发电发展前景较好，随着技术的不断进步，平价上网进程快速推进，行业由政策驱动下的补贴周期转向市场驱动下的平价周期后，迎来自发增长。

　　光伏发电发展高度依赖财政补贴，但大规模的补贴延缓拨付使拥有大量存量项目的光伏电站运营商现金流面临严峻考验，加之自身债务及盈利承压较大掣肘，部分民企开始通过出售资产方式以求“自救”，国内电站资产持有方亦开始逐渐转移向资金实力雄厚的国企。

　　在光伏行业的快速发展中，补贴拖欠的问题也日益突出。由于补贴资源未能及时跟上光伏装机规模的节奏，叠加较为复杂的补贴发放程序，补贴发放周期平均而言长达2至3年。具体来看，财政部、国家发改委及国家能源局通常每隔1至2年公布新一批次的《可再生能源电价附加资金补助目录》，从2012年6月至2018年6月陆续更新至第七批（合计约有46.46GW的太阳能发电项目纳入补贴目录范围），仅收录了2016年3月底之前并网的光伏发电项目。对比截至2016年3月的装机量，100%的集中式光伏项目、60%的分布式光伏项目进入了补贴目录，覆盖率较高；但2016年4月份以来集中式、分布式光伏装机快速增长，相对2019年9月末的装机量，仅有24%的光伏装机项目进入补贴目录，且截至目前第8批补贴项目申报仍未开始，2016年4月并网的项目已超过3年未进入补贴目录。此外，因可再生能源电价附加基金的征收具有阶段性，故补贴资金也是分批次发放的，目前进入前七批补贴目录的项目补贴拖欠的周期大约在1至1.5年，未进入补贴目录的项目补贴资金仍需要较长的等候时间。根据国家能源局的统计，截至2017年底我国可再生能源补贴拖欠累计达到1,127亿元，其中光伏发电补贴缺口约455亿元，且随着存量补贴电站的持续发电运行及新增补贴项目的陆续并网，补贴缺口持续增加。

　　融资难一直是制约光伏产业可持续发展的瓶颈。目前光伏产业资金融资主要来自各金融机构的贷款，但由于各金融机构对光伏企业的贷款实行准入限制，普遍实行利率上浮，甚至增设附加条款以防范金融风险；同时，受行业产能过剩、盈利下滑、市场风险偏好及主体自身融资能力等因素影响，近年来光伏企业在资本市场融资能力呈逐步下降的趋势。部分民营光伏电站运营商受制于较弱的再融资能力及行业本身高负债率约束，财务风险较大，特别是信用资质较低、负债率较高的光伏发电民企的再融资能力较差。

　　受光伏补贴长时间拖欠致使现金流紧张、自身债务及盈利承压较大等因素掣肘，光伏发电企业开始暴露出抗政策风险能力不足，通过密集出售电站资产谋求快速退出。2018年下半年至2019年12月上旬期间，根据公开信息披露的国内光伏电站运营商出售资产较为频繁且出售规模较大的企业中，仅协鑫新能源控股有限公司（以下简称“协鑫新能源”）、江苏爱康科技(1.620,0.03,1.89%)股份有限公司（以下简称“爱康科技”）、北控清洁能源集团有限公司（以下简称“北控清洁能源集团”）、顺风国际清洁能源有限公司（以下简称“顺风清洁能源”）、江山控股有限公司（以下简称“江山控股”）和熊猫绿色能源集团有限公司六家企业电站交易规模已超过4.2GW、交易金额超过114.7亿元。以协鑫新能源为例，协鑫新能源为全球第二大光伏电站运营商，在民营企业中持有最多的光伏电站资产，但高昂的融资成本、逐渐增长的负债以及补贴缺口不断扩大致其面临巨大的流动性压力，通过寻求卖电站和轻资产化来缓解，2018年10月至2019年5月，协鑫新能源先后向中广核太阳能开发有限公司、中国三峡新能源有限公司、五凌电力有限公司和上海榕耀新能源公司等国有企业出售相关光伏电站资产的全部或部份股权，合计协议出售电站装机规模约为1,637MW，交易所得款项将用于偿还债务。除了协鑫新能源外，顺风清洁能源、爱康科技、江山控股等民营企业都纷纷出售旗下电站资产及公司股权，而中国华能集团有限公司、国投电力(8.840,-0.02,-0.23%)控股股份有限公司、中国广核(3.700,0.10,2.78%)集团有限公司、中国核工业集团有限公司等电力央企出于自身能源结构转型的需求，正在加快接盘民企抛售的光伏电站资产，但其交易过程并不顺利，交易结果也与交易初始目标存在较大差距，2019年11月中国华能集团有限公司调整收购协鑫新能源51%股权，改为收购国内若干电站或若干电站项目公司。短期内难以解决的补贴拖欠问题使我国光伏电站民营投资企业（尤其是持有规模较大的企业）正面临着巨大的资金压力，开始通过出售资产的方式以求“自救”，而收购方多为国企及央企，行业集中度将在电站整合预期持续情况下进一步提升，国内光伏电站资产持有方亦开始逐渐转移向国企。

　　整体来看，光伏发电发展高度依赖财政补贴，民营光伏电站运营商纷纷出售所持有的电站资产，尤其在2018年“531新政”之后交易愈发频繁，而接盘方多为实力雄厚的国企央企，行业集中度将在电站整合预期持续情况下进一步提升，国内光伏电站资产持有方亦开始逐渐转移向国企。

　　随着债务规模增加及融资成本上升，光伏发电企业财务负担加重，经营效益欠佳，且补贴款的延迟发放持续负面影响企业现金获取能力，叠加再融资难度大，信用状况持续走弱。

　　中诚信证评以有存续信用类债券（包括企业债、公司债、中期票据）的光伏发电企业为初始样本，以2018年度主营收入占比最高业务作为确定对应企业是否属于光伏发电的标准，筛选出有债券存续的光伏相关企业4家，具体企业明细见附表2。

　　光伏电力行业是资金密集型行业，电站项目建设具有投资大、建设周期长的特点，多数企业会采用银行贷款和融资租赁等方式进行前期筹资。2016年以来，光伏发电样本企业在预期上网电价下调背景下加大对电站项目的开发，持续的净融资亦使发电样本企业总债务规模和财务杠杆比率持续攀升。同时，随着债务规模持续增加及融资成本上升，光伏发电样本企业利息费用同步增长，以利息支出为主的财务费用对经营利润形成较大吞噬，样本企业净资产收益率呈现下滑趋势。

　　我国光伏发电对政府的补贴支持较为依赖，2016年以来受标杆电价补贴到位延迟影响，光伏发电样本企业平均收现比（销售商品、提供劳务收到的现金/营业总收入）呈现波动下滑，经营活动现金流净额规模亦有所缩减。此外，由于可再生能源补贴缺口仍在扩大，光伏发电的补贴回流压力亦有所加大，加之再融资难度加大，行业内电站运营商选择出售资产来提高流动性现象增多。

　　偿债能力方面，2016~2018年及2019年1~9月，在债务规模增长及补贴拖欠持续影响经营性现金流情况下，光伏发电样本企业经营活动净现金流及EBITDA对债务本息的保障程度整体处于弱势下行趋势。

　　整体而言，随着债务规模增加及融资成本上升，光伏发电企业的财务负担加重，经营效益欠佳，且补贴款的延迟发放持续负面影响企业现金获取能力，叠加再融资难度大，信用状况持续走弱，部分企业选择通过出售资产缓解现金流压力。

　　结 论

　　中诚信证评认为，2013年以来我国光伏行业在政策扶持下呈现爆发式增长，但也使行业伴随着光伏制造产能扩张过快致结构性供给过剩、电站项目用地紧张、补贴拖欠及弃光限电等问题，一定程度限制了光伏行业的发展空间。为此2018年下半年开始，国家层面出台一系列光伏调整政策，短期虽致行业一度陷入低谷，而民营光伏电站运营商纷纷出售所持有的电站资产，尤其在2018年“531新政”之后交易愈发频繁，而接盘方多为实力雄厚的国企央企，行业集中度将在电站整合预期持续情况下进一步提升，国内光伏电站资产持有方亦开始逐渐转移向国企；长期来看政策调整接近尾声，且技术进步与成本降低演进使得中国光伏用电侧实现平价上网目标可期，未来行业发展受政策扰动降低、市场化程度加深，“造血”能力提升，行业将迎来自发增长。但仍需关注近两年平价过渡期光伏发电企业获现能力以及信用状况表现。