全球金融危機爆發，光伏電站融資困難，加之歐洲如西班牙等國的支持政策急剎車等導致需求減退,中國的光伏制造業經歷了重挫,產品價格迅速下跌，其中多晶硅的價格更是跌落到約40美元/公斤的水平。

 

爆發式回升期（2009~2010年）

 

德國、意大利市場在光伏發電補貼力度預期削減和金融危機導致光伏產品價格下跌的背景之下，爆發了搶裝潮，市場迅速回暖。而與此同時，我國出臺4萬億元救市政策，光伏產業獲得戰略性新興產業的定位，催生了新一輪光伏產業投資熱潮。作為光伏產業晴雨表的多晶硅價格也迅速回升到90美元/公斤的水平。

 

產業劇烈調整期（2011~2013年）

 

上一階段的爆發式回升導致了光伏制造業產能增長過快，但是歐洲補貼力度削減帶來的市場增速放緩，導致光伏制造業陷入嚴重的階段性過剩，產品價格大幅下滑，貿易保護主義興起。我國光伏制造業再次經歷挫折，幾乎陷入全行業虧損。多晶硅價格在此時期一度跌落到約15美元/公斤的歷史最低位。

 

產業逐漸回暖期（2013年至今）

 

日本出臺力度空前的光伏發電補貼政策，使市場供需矛盾有所緩和。同時，中歐光伏貿易糾紛通過承諾機制解決，中國以國務院24號文為代表的光伏產業支持政策密集出臺，配套措施迅速落實。中國因此掀起光伏裝機熱潮，帶動光伏產品價格開始回升，多晶硅價格微漲至約18美元/公斤。

 

光伏產業的核心問題——嚴重的補貼依賴

 

從中國光伏產業發展的在歷史階段中，可以明顯地發現光伏產業對于補貼政策的依賴，以及由于對補貼的依賴，導致的補貼政策變化對產業周期和起落的影響。

 

隨著過去十年光伏產業的迅速發展和技術水平提升，光伏發電效率不斷提高，組件價格持續下跌，但是相比其他發電方式，光伏發電的成本仍然高居不下。其中，火力發電的成本大約在0.4元/度，水電的發電成本為0.2~0.3元/度，核電的發電成本為0.3~0.4元/度，同樣的重要新能源之一的風電的發電成本為0.6元/度，然而，光伏發電的成本卻仍然高達0.9~1.0元/度。因此，至少在目前的技術水平條件下，光伏發電仍然嚴重依賴政府的補貼支持，還沒有具備脫離補貼、獨立參與電源市場競爭的能力。

 

同時，對補貼的"唯馬首是瞻"又進一步導致光伏產業鏈上下游之間的不平衡風險分配。一端是光伏發電應用環節的相對低風險，而另一端是光伏制造環節的相對高風險。

 

由于政策補貼力度容易受到宏觀經濟周期等因素的影響，經濟疲弱就容易引致補貼力度的收緊，歐洲是擺在眼前最活生生的實例。

 

補貼力度的削弱，對于光伏電站的投資商有影響，但是充其量也就是讓投資商削減投資規?；蛘卟煌顿Y，最多是打亂投資計劃，談不上太大損失；而對于已經投產并享受了補貼政策的光伏電站而言幾乎沒有影響，所謂"老人老政策，新人新政策"，投產電站已享受的補貼政策一般都承諾了持續期，仍然可以保持原有收益水平。因此，雖然政策的變化給光伏產業發展帶來不確定性，但是對光伏發電應用環節的影響是相對較小的。

 

然而，對于上游光伏制造業而言，補貼政策的變化卻影響巨大。光伏制造業特別是以最上游的多晶硅制造業為例，屬于高度資本密集型產業，投資金額巨大。在光伏發電補貼力度增加和持續的階段，由于電站投資活躍，對于上游組件、原材料的需求旺盛，光伏制造業擁有相對穩定良好的收益空間，多晶硅產業甚至曾經經歷暴利階段。然而一旦補貼削減，電站投資會放緩節奏，或者要求上游產品降價。而在上下游的博弈中，由于上游巨大的產能擺在那里，制造商們與電站投資商之間的博弈高下分秒立見，風險很自然地就都轉移到上游制造環節。在此情況下，光伏制造企業勢必要調整價格加速銷售，彌補巨大的固定成本，保持賬面盈利，向資本市場"交作業"，同時，維持資金鏈運轉。但是，如果補貼調整過大，需求疲弱導致產品價格下跌到連變動成本都無法覆蓋，制造企業會產生現金性虧損。為防止過渡失血，企業無奈將只能停產，或者采用以次充好等不正當手段，但是這又無異于飲鴆止渴，無法持續。同時，企業經營業績下滑，資金鏈緊張還會導致多米諾骨牌效應，如資本市場融資成本高企、再融資困難、上游原材料供應商的商業信用收緊以及金融機構防御性的信貸收縮等，這些對于光伏制造企業而言無疑都是雪上加霜。負能量積蓄到一定程度，企業最終就將破產倒閉。昔日的中國光伏產業先行者和佼佼者"尚德電力"的例子就在眼前。

 

中國光伏產業投資的前景

 

2013年下半年，國務院發布《國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見》，即通常所說的24號文。之后各相關部門的配套措施、政策也紛紛到位。這其中最重要的幾個文件和政策包括《財政部關于分布式光伏發電實行按照電量補貼政策等有關問題的通知》、《國家發展改革委關于調整可再生能源電價附加標準與環保電價有關事項的通知》和《國家發展改革委關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知》等。這些支持性政策的核心內容包括："十二五"期間光伏裝機量目標從21GW上調到35GW；確定補貼電價水平，大型并網光伏電站上網電價按照三個區域分別執行0.9元/度、0.95元/度、1.0元/度的上網電價，分布式光伏發電享受0.42元/度的全電量補貼，自用有余部分按照當地燃煤機組標桿上網電價上網的政策；明確補貼年限為20年；明確及充實補貼資金來源，即明確通過向非居民用電戶收取可再生能源電價附加費的方式籌集補貼資金，并且把現有標準從8厘/度上調到1.5分/度。

 

簡單一讀，悉數皆是對光伏產業的利好，資本市場反應敏銳，看一看A股的光伏概念股在2013年政策前后的漲勢便一目了然。

 

如今，距離政策出臺已經半年有余，隨著市場情緒的平穩，我們應該靜下心來仔細推敲推敲這種利好到底是速效救心丸，還是延壽丹，再或是返老還童水。

 

光伏制造業較高的不確定性風險并未得到緩解

 

中國出臺支持政策，拉動國內光伏裝機市場發展，有助于改變我國光伏制造業市場幾乎"兩頭在外，受制于人"的格局。相比中國光伏制造業早在2007年就已經躍居全球第一，中國光伏裝機量的增長卻相對緩慢。

 

2009年底，中國的光伏累計裝機量僅僅為0.3GW。內需不足使中國龐大的光伏制造業除了依賴補貼，還嚴重依賴外部市場，從而面臨雙重的風險。

 

在經歷了2008~2009年光伏產業的首度調整期后，2009年中國出臺了"金太陽"示范工程，拉開了中國光伏裝機加速的序幕。2011年新增2.5GW，2012年新增5.0GW。伴隨著2013的新支持政策出臺，當年新增裝機容量10GW（新增量居世界首位），并且預計未來3年均新增裝機量不會低于10GW。

 

10GW是什么概念呢？中國現有光伏制造能力大約為每年35~40GW，也就是說內需部分相當于中國光伏制造業現有年產能的25%~30%。雖然這個比例還不算太高，但是相比前幾年九成以上依賴海外市場的局面來說，新政策對于降低中國光伏制造業的外部市場依賴風險肯定是有明顯作用的。當然新增需求也有可能刺激一些落后產能死灰復燃，或者再次掀起光伏制造業增加產能的熱潮，不過本次出臺的政策實際是有揚有抑，除了鼓勵光伏發電應用，同時也對光伏制造業進行了約束限制，明確提高了準入門檻，只不過市場更愿意提"利好"、提"鼓勵"，這部分控制產能的政策比較少被媒體提到。

 

中國光伏制造業對外部市場依賴的風險有所降低，但是固有的補貼依賴風險，以及與下游光伏發電環節博弈的弱勢局面并沒有實質改觀，依然顯現出高風險的特質。

 

同時，光伏發電技術目前仍然處于比較快速的技術變革期，新的技術、工藝隨時可能出現，比如多晶硅制備工藝路線的變革，或者薄膜材料方面的技術突破等，現有的技術和已投入產能的企業可能面臨隨時被替代的風險，這進一步增加了光伏制造業投資的不確定性。

 

因此，除了坐擁深厚的技術創新實力的業內巨頭以外，其他機構如果考慮投資光伏制造業，還是要慎之又慎。

 

光伏電站投資的關鍵是財務杠桿，最大的不確定性風險是技術快速進步

 

再來說說光伏產業的下游，也就是光伏電站投資。

 

光伏電站投資的優點在于：一次投資，長期回報，后續運營維護成本低，收益穩定。特別是國內的最新補貼政策出臺，明確了20年補貼期限，進一步鞏固了投資收益的穩定性。

 

國內曾有眾多的分析師、研究機構都基于國內的補貼電價水平、現有的電站投資水平等，對國內光伏電站投資的回報率進行了測算分析，結果顯示光伏電站投資的項目回報率基本能到10%，資本金回報率甚至可以超過15%。

 

不過，既然是測算，就有一些關鍵的假設條件，比如說，關于項目的杠桿率和杠桿的價格。在詳細閱讀了幾份知名的測算報告后，我們可以看到，這些都假設項目的總投資中能夠拿到70%~80%的長期貸款支持，期限都在8~10年，并且貸款年化成本都采用的是國內中長期貸款的基準利率水平或稍有調整，在6%~7%的水平。

 

在現如今國內利率市場化的大背景下，如此的期限和資金杠桿成本實現的概率似乎比較小。杠桿的大小和成本高低是光伏電站投資能否成功的最關鍵因素。

 

此外，光伏產業技術更新快的特點，也使電站投資作為一項投資周期長達20年以上的項目面臨著新技術帶來的未來發電效率、并購技術、設備維護更新等不確定性風險。

 

對于光伏電站資產，A股定增退出溢價收益空間有限，跨境定增值得探討

 

光伏電站投資收益的實現，無外乎持有運營到期和轉讓。

 

光伏發電項目平均有15~20年的期限，對于大多數投資商而言可能都太長。目前來說，除了"國家隊選手"們，有意愿持有到期的投資商估計是鳳毛麟角。因此，建成后通過轉讓或與資本市場對接獲取收益是大多數投資商比較傾向的實現收益的方法。

 

在目前A股市場的并購重組熱潮中，以定向增發方式將光伏電站資產裝入上市公司，是很多電站投資商向各類"金主"爭取融資時描述的首選退出渠道，并且電站投資商往往描述了溢價退出的美妙前景。

 

但是，基于市場日趨理性的假設，我們對于光伏資產的增發溢價，特別是在國內股票市場，還是持相對審慎觀點。光伏電站資產收益穩定是其優點，但是從另一面看，這也意味著其缺乏讓人想象的增長空間，限制了溢價空間。發電量都是穩定的，后續幾乎沒有什么維護成本，期限也是固定的，那么理論上，光伏電站資產的價值幾乎可以用個非常簡單的DCF模型就能算出來。

 

如果非要說出一些光伏電站資產的想象空間，那么無外乎電價上漲和再融資成本的下降。電價長期上漲的預期肯定是有的，但是回頭看過去十年煤價和電價的漲落對比，我們還是相信電價仍然會處于政府的嚴格監管之下，畢竟對于中國這樣一個制造業大國和人口大國，電價對通脹的影響太大。

 

而另外的一個想象空間是未來長期融資成本下降，通過再融資獲得收益，但這需要市場對未來的國內宏觀經濟長期穩定增長構筑足夠的信心，而在目前國內經濟轉型期間，構筑這種信心需要時間。考慮到以資產裝入上市公司為目的的投資通常期限有限，平均2年左右，是否能等到國內經濟形勢真正企穩，確實還是個問號。

 

當然，降低融資成本的另一個方法是打通跨境融資的渠道，例如把資產裝入香港或主要國際資本市場的上市公司，通過外幣融資替換境內的融資，這在當前可能是一條可以探索的道路，特別是對于已經握有境外上市平臺的投資者。

 

合適的資產就是"優質"的資產

 

長期看，在成熟的市場環境中，任何投資都繞不開"風險與收益匹配"這條投資的基本原理。即便某些投資有短期的套利空間，也會被市場迅速修復。因此，對于投資者而言，資產無分優劣，而只有合不合適，符合不符合自己的投資理念。能夠匹配投資者的風險收益偏好，就是合適的資產，就是"優質"的資產。

 

因此，筆者認為具有長期性、收益穩定性的光伏電站投資，對于保險公司、社?；鸬葯C構而言，無疑是非常合適的一種資產配置選擇，有利于這些機構進行比較穩健的資產負債管理和投資組合。

 

當然，從操作層面看，引導保險公司、社?；鸾槿牍夥娬镜耐顿Y領域還有一些亟待解決的問題。

 

例如，資產的標準化。截至當前，由于光伏電站資產并非標準化的金融資產，如果保險資金或社?；鹜顿Y想介入，只能通過間接投資的方法，比如作為投資光伏電站基金的LP方式等。但是非標準的投資方式，在一定程度上會限制其參與的規模、決策的效率、資產的流動性、風險的快速考量等。同時，非標準資產的處置成本高、流動性差，不利于保險公司或社保基金調整投資組合。因此，通過證券化的方式將光伏電站資產穩定的現金流進行打包證券化，并將該證券放到主要的交易平臺進行場內交易，將無疑會吸引和方便保險公司、社保基金更廣泛的參與。

 

光伏電站資產的標準化過程中，還有一項必不可少的配套措施，這就是光伏電站保險。畢竟光伏發電雖然理論上收益穩定，但是有一些風險因素影響其成為標準化證券的基礎資產，例如光照水平的異常變化、組件質量的長期穩定性等，而要解決這些問題，就離不開保險。

 

并且，通過引入和推廣光伏電站保險制度，甚至將其作為一種強制手段，還可以讓保險公司增加新的保險合約品種，擴大業務范圍。同時，保險制度還將進一步對光伏電站的上游，即光伏制造業進行有效的激勵和約束，通過強制保險制度下的產品準入考查，敦促上游制造環節提升技術水平和確保產品質量，從而令光伏產業上下游全產業鏈形成一種良性的互動和促進機制。

 

通過完善配套措施，引導保險公司和社保基金廣泛介入光伏電站投資環節，用合適的錢做適合的投資，與前期已經投入的社會資金形成接力，這將大大促進我國光伏發電事業的發展，是一種一舉多贏的嘗試，為此進行嘗試的機構也無疑將分得更豐厚的收益，給光伏產業帶來更為穩定的可持續性發展。