在我国现代化建设承上启下的关键阶段，能源发展将进入从总量扩张向提质增效转变的新阶段，为改善生态环境、优化能源结构，推动可再生能源发展成为能源革命的重要方向。

    《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》提出要坚持分布式和集中式并举，以分布式利用为主，推动可再生能源高比例发展，大力发展风能、太阳能，不断提高发电效率，降低发电成本，实现与常规电力同等竞争；加快发展高效太阳能发电利用技术和设备，重点研发智能光伏发电站等技术。

    《能源发展“十三五”规划》要求推动能源供给革命，规定2020年，太阳能发电规模达到1.1亿千瓦以上，其中分布式光伏6000万千瓦、光伏电站4500万千瓦、光热发电500万千瓦，光伏发电力争实现用户侧平价上网。

    在“能源革命”、“平价上网”带动下，融资租赁行业积极拥抱光伏产业，发展光伏租赁业务，规模不断提升，更有多家租赁公司将新能源板块作为公司核心板块大力发展。

    日前，《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（发改能源〔2018〕823号）（下称“531新政”）的发布无疑对整个光伏行业造成了重大影响，也间接影响了光伏租赁业务未来的发展趋势。

    一

    光伏产业现状

    我国光伏产业近年来发展迅速，产业规模高速增长，技术水平不断创新突破，国内产能布局更加合理，发电成本不断下降，光伏电站新增装机量持续增加。同时，产能过剩、弃光限电、补贴缺口持续扩大等问题仍然无法彻底解决，目前可再生能源补贴资金缺口已累计约1200亿元，并且仍在逐年扩大。

    根据国家能源局公布数据，与2016年相比，2017年绝大多数省（区、市）可再生能源电力消纳量实现增长，弃光问题正逐步得到改善。但西北地区的弃光率依然居高不下，2017年新疆II类、甘肃I类、宁夏地区的弃光率分别高达20.00%、25.47%、11.60%。

    光伏产业链包括硅料、铸锭、硅片、电池片、电池组件、光伏系统等6各环节。产业链上游为硅料、硅片环节，中游为电池片、电池组件环节，下游为应用系统环节。

    1.光伏产品

   （1）硅片

    太阳电池硅片分为单晶硅片和多晶硅片。多晶硅片由于制造工艺整体较单晶简单，价格低廉，一直是全球太阳能电池市场的主流选择。近两年，单晶硅片和多晶硅片的成本差距逐步缩小，单晶硅片的市场份额也开始呈上升趋势。随着硅片制造技术和工艺的不断进步，硅片的价格不断下降，也大幅降低了光伏发电成本，促进了光伏行业发展。

   （2）太阳能电池及光伏组件

    太阳能光伏发电的最基本元件是太阳能电池（片），有单晶硅、多晶硅、非晶硅和薄膜电池等。其中，单晶和多晶电池用量最大，非晶电池用于一些小系统和计算器辅助电源等。由一个或多个太阳能电池片组成的太阳能电池板称为光伏组件。光伏组件可直接安装在光伏电站上，是光伏电站最主要的组成部分。

    随着技术的进步，太阳能电池产品质量也在逐年提升，尤其是在转换效率方面增长较快，根据中国光伏行业协会的数据，单晶和多晶产业化光电转化效率分别达到19.8%和18.5%。另外随着晶体硅材料的成本逐步降低，光伏组件价格也呈下降趋势。

    2.光伏电站

    光伏电站，是指一种利用太阳光能、采用特殊材料诸如晶硅板、逆变器等电子元件组成的发电体系，与电网相连并向电网输送电力。

    光伏发电系统由太阳电池组件、太阳能控制器、蓄电池（组）组成。太阳能电池的寿命一般为20年，控制器寿命约10年，蓄电池寿命约2-3年。

    按照电站设计、开发及施工方式的不同，主要分为集中式光伏电站和分布式光伏电站。

    （1）集中式光伏电站

    集中式光伏电站是指与公共电网相联接并承担供电任务的太阳能电站，电站集中大规模发电，经逆变器、升压变压器在电网的高压侧并网，利用电网远距离传输到终端用户。集中式光伏电站投资需求大，建设周期长，占地面积大。

   （2）分布式光伏电站

    分布式光伏电站通常是指利用分散式屋顶等资源，布置在用户附近的发电系统，装机规模较小，一般供用户自己使用，多余的电量并入公共电网，具有投资小、建设快、占地面积小等特点。

    3.经营模式及行业特征

    光伏电站开发主要有投资者开发并自运营、投资开发完成后转让电站两种经营模式。自运营模式下，光伏电站开发者通常也作为电站投资者，以自由资金投资建设电站，并网后自己运营并获取收益；转让电站模式下，光伏电站投资者委托开发者建设光伏电站，并网之后，开发者将电站以资产或股权的形式出售给投资者，从而获取收益。

    光伏行业产业链较长，链上企业一般从事某个环节或某几个环节的业务，仅有少数企业能覆盖整个链条。产业链上各公司之间紧密合作，相互开展采购、销售活动。融资租赁企业则在链上发挥融资功能，如某些开展光伏租赁业务的融资租赁公司，其母公司或股东就为光伏产业链上大型能源企业，融资租赁公司则围绕股东开展业务，为链上企业提供融资服务。

    国家为鼓励光伏产业发展，由财政出资对光伏发电提供补贴。享受国家电价补贴的光伏发电项目应符合可再生能源发展规划，光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准。

    根据规定，光伏电站标杆上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过可再生能源发展基金补贴；对分布式光伏发电按照全电量补贴，通过可再生能源发展基金予以支持，由电网企业转付，其中，分布式光伏发电系统自用有余上网的电量，由电网企业按照当地燃煤机组标杆上网电价收购。

    除此之外，还有不少地方政府为了扶持光伏产业，出台了地方财政补贴政策，某些地区更是享有国家、省、市等多重补贴。

    国家发展改革委于2017年12月19日发布的《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》（发改价格规〔2017〕2196号）中规定，2018年1月1日之后投运的光伏电站标杆上网电价，Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.55元、0.65元、0.75元（含税）；2018年1月1日以后投运的、采用“自发自用、余量上网”模式的分布式光伏发电项目，全电量度电补贴标准降低0.05元，即补贴标准调整为每千瓦时0.37元（含税）；采用“全额上网”模式的分布式光伏发电项目按所在资源区光伏电站价格执行。

    经过此次531新政的调整，标杆上网电价及分布式光伏度电补贴标准均下调0.05元。

    光伏行业发展具有周期性、区域性

    光伏行业发展与我国电力能源结构布局及电力消费紧密相关，整体上与宏观经济发展基本同步；另外，光伏行业具有政策敏感性，因政策变动而产生周期波动，但目前光伏行业受国家政策鼓励，行业规模逐步扩大，在新一轮政策引导下，行业将趋向更稳健发展。

    光伏电站建设对区位要求显著，因而具有区域性特点。尤其是分布式光伏电站，因受土地资源制约较小，主要受光照条件、屋顶资源和区域经济发展状况的综合影响，呈现出更强的区位选择特性。

    二

    光伏融资租赁业务发展现状

    光伏电站建设资金需求量大，且资金需求期限长。由于光伏电站的发电量及收益状况易受电站规模、所处地区位置以及地区政策的影响，使其从银行获取长期贷款的难度较大，尤其是地方对电站的财政补贴、限电、以及下调电价等增加了电站的政策风险，加大了电站取得银行融资的难度。

    这些都促使了融资租赁与光伏产业的结合，并且光伏电站项目的特征与能融资租赁高度契合，可通过租赁的方式实现对光伏电站的融资。

    融资租赁公司开展的光伏租赁业务主要包括大型集中式地面光伏发电项目、分布式光伏发电项目，其中大型地面式电站租赁业务开展的体量较大，致使当前该板块业务空间已减缩；分布式电站项目于近两年兴起，一般较为分散且项目规模相对较小，风险也较为突出，故租赁公司开展此类目一般需有一个资信良好的项目（运营商）主体作为承租人。

    1.业务模式

    光伏租赁业务模式包括直租、售后回租、经营性租赁、经营性售后回租四种，目前主要以售后回租为主，其次为直租，经营租赁鲜少开展，项目期限一般较长。具体模式的选择主要取决于项目自身需求，通常较为灵活。

    直租模式下，租赁公司从项目建设前期、采购环节介入，把控项目整体质量及建成后运营发电情况，同时需要承担政策调控风险、流动性风险等诸多不确定因素。

    售后回租模式下，租赁公司主要为已建成电站提供融资，此类项目一般为已并网项目，操作较为简单，租赁期限主要取决于承租人融资需求，可短至几年，也可长至覆盖电站整个生命周期。

    经营性租赁是一种股债结合模式，租赁公司提供项目建设资金，电站建成租赁给项目运营商或第三方运营，并按照投资比例获取相应股权，同时向承租人收取租金。

    经营性售后回租模式下，项目运营商将已建成并网电站转让给租赁公司，后租赁公司将电站经营权租回给项目运营商或租赁给第三方，按期收取租金。

    2.风险现状——补贴缺口影响有限

    光伏行业受地域、政策等多重因素影响，决定了光伏租赁业务面临着相应的多重风险，包括：电力消纳风险，西部地区弃光限电严重且开始蔓延，在通过就近消纳破解困局的同时国家也引导光伏电站建设向中东部消纳能力强的地区转移，但随着中东部地区光伏产业的快速发展，电力需求逐渐降低，弃光限电潜在风险也逐渐集聚；成本风险，随着光伏发电成本、光伏发电系统单位建设成本的持续下降，租赁公司存量光伏租赁业务将面临成本变动风险；此外，光伏租赁业务还面临着因光伏组件成本降低、6月30日 前“抢装潮”带来的质量风险，以及补贴发放的不确定性风险。

    补贴缺口较大，欠补现象不断是目前整个光伏行业的突出问题。从租赁公司的角度出发，补贴资金的滞后发放直接影响着承租人的现金流，欠补严重时租赁公司很可能遭受承租人逾期风险。就现阶段租赁公司实操来看，大型地面电站补贴周期较长，一般在2-3年左右；分布式电站补贴一般几月一结算，周期较长的在半年左右，也有部分补贴发放及时的地区可以实现按月抄表结算。

    巨额资金缺口虽拉长了项目企业取得补贴的时间，但该补贴额度自项目开展时就已经明确取得，问题就在于补贴资金到手的早晚。因此，对于租赁公司存量业务，该问题引发的风险暂时可控。

    三

    531新政

    2018年5月31日，国家发展改革委、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》（发改能源〔2018〕823号），旨在提高光伏行业发展质量，加快补贴退坡。

    《通知》首先缩减了电站建设规模，规定暂不安排2018年需要国家补贴的普通光伏电站建设规模；今年安排1000万千瓦左右规模用于支持分布式光伏项目建设。考虑今年分布式光伏已建情况，明确各地5月31日（含）前并网的分布式光伏发电项目纳入国家认可的规模管理范围。其次降低了补贴强度，规定新投运的光伏电站标杆上网电价每千瓦时统一降低0.05元，I类、II类、III类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.5元、0.6元、0.7元（含税）；新投运的、采用“自发自用、余电上网”模式的分布式光伏发电项目，全电量度电补贴标准降低0.05元，即补贴标准调整为每千瓦时0.32元（含税）。

    对光伏行业整体而言，新政将导致行业产能过剩，上游组件制造企业将遭受市场需求短缺、设备价格下跌压力，制造端企业面临“洗牌”；可喜的是，补贴缺口扩大的速度将放缓，以往建成并网发电电站的补贴发放或将加速。

    关于普通地面光伏电站，《通知》明确喊停了其建设，直至2018年底都不会新增规模。但根据国家发改委的回应，已纳入2017年及以前建设规模且在2018年6月30日前并网投运的地面电站继续执行2017年标杆电价与补贴标准。因此，6月30日将是普通地面电站最后的建设期限。同时，《通知》降低整体降低了标杆上网电价，并要求未来普通光伏电站建设均须进行竞争性招标，招标价格不得高于标杆上网电价，通过限价的方式规范普通电站建设，施行竞价上网。

    关于分布式光伏电站，《通知》设定的10GW的项目指标目前已经接近甚至完成，意味着新投运的分布式电站项目将无法享受国家补贴，接下来，在不依靠国家补贴的情况下谋求长远发展是分布式项目面临的一大挑战。不过，除国家补贴以外，地方财政补贴政策将是未来的重要影响因素，而且，在531新政下发之后，如河北、山东等部分地方已经出台了相应的调整政策。此外，新投运“自发自用、余电上网”分布式光伏发电项目补贴标准的降低，以及“全额上网”分布式发电项目标杆电价的降低，都将影响到新建电站的建设规模以及收益水平。

    据能源局表示，于2018年6月30日前实现并网的户用分布式光伏项目将继续进入补贴规模，但未对补贴标准作出说明；对于5月31日至6月30日之间完成并网的小型工商业分布式光伏项目是否纳入补贴规模也未说明。关于“自发自用，余电上网”分布式发电项目是否可以继续享受国家补贴，业内目前也解读不一，仍处于观望期。

    政策的种种不明朗使得部分电网企业停止了分布式光伏发电的并网、补贴垫付等工作。为此，国家能源局综合司于6月19日发布《关于做好光伏发电相关工作的紧急通知》，要求各地、各电网企业继续做好光伏发电项目并网、（代）备案和地方补贴垫付等工作，不得以项目未纳入国家补贴建设规模范围为由擅自停止。 

    四

    531新政对光伏租赁业务的影响

    ——已并网存量不受影响，

    增量受限

    531新政对光伏行业的影响传导至光伏租赁领域主要体现在业务拓展及风险防控两个方面。

    业务层面，普通地面光伏电站已被全面停止，分布式光伏电站规模已满，新投运分布式项目不再继续享受国家补贴，都将导致未来光伏电站建设放缓。我国光伏产业链条上有很多中小型民营企业，此次新政调控也将使一些中小型企业被淘汰。作为融资方，租赁公司面临的是光伏租赁业务潜在承租人的减少，以及可开发光伏电站项目资源的匮乏，业务拓展压力骤增。

    另一方面，由于对于已经并网发电的项目，继续参照原有的补贴标准执行，因此对租赁公司而言，存量项目中只要已经完成并网，则承租人将不受新政的影响，项目仍可正常开展；存量项目中已经纳入2017年规模并且能在6月30日前并网的普通地面电站项目，由于仍以2017年标准进行补贴，也基本不受新政影响，仍然继续开展；其他存量项目中能在6月30日前完成并网的虽继续享受补贴，但由于具体补贴标准未明，存在不确定因素，如果按照降价后的补贴标准执行，那么项目承租方的预期现金流入将降低，也给租赁公司带来一定的风险，不过，在补贴标准差价为0.05元的前提下，该类项目风险整体可控。

    风险防控层面，531新政给租赁公司带来的风险主要来自于存量业务，由于补贴额度以及标杆电价的整体降低，项目运营商（承租方）未并网项目的预期收益降低，或将给其带来一定的还款压力，流动性风险相应增加，对租赁公司而言，承租人逾期风险或将上升，风控难度加大。而且，新政将波及一部分中小型项目运营企业，此类企业本身资质相对较差，资金来源渠道有限，竞争力较弱，现金流易受冲击，如果涉及该类承租人，则项目风险可能更为突出，建议租赁公司密切关注其对应的项目，做好风险防控措施。

    五

    光伏租赁业务未来发展分析

    531新政意在引导光伏产业从规模扩张转向提质增效发展，且已对光伏市场造成一定波动，有些企业甚至面临破产危机。然而，光伏发电作为清洁能源，对我国能源革命的开展具有重要作用，仍然属于国家鼓励发展产业，其市场需求依然存在，且某些特定企业对光伏发电项目的需求也不会消退，只是未来产业发展重心应转至如何实现持续健康发展上；再者，光伏发电在成本上依然较国电具有优势；因此，光伏租赁业务依然有发展空间。

    下一步，租赁公司国内光伏租赁项目资源可从以下四方面挖掘：

    1.无补贴分布式发电项目

    531新政并未禁止不需要国家补贴的分布式光伏发电项目，租赁公司可寻求此类项目。但开展该类项目，对应承租人应尽量选择资金实力雄厚、信用良好的大型运营商，并重点关注项目投向及业主情况，采用更为严格的风控标准，确保承租方未来现金流的稳定。

    2.地方补贴分布式项目

    虽然新增余电上网分布式发电项目能否拿到国家补贴暂时未知，但是不少地方政府出台了支持分布式光伏发电的补贴政策，并且部分地方对电站的财政补贴发放也较为及时，租赁公司也可重点关注此类地区的分布式发电项目，寻求合适的业务机遇。

    3.已建成并网电站融资

    531新政在缩减了光伏电站建设规模的同时，也促使了已并网运营电站的更优质发展，以及补贴发放的提速。此类电站将成为一项优质资产，租赁公司可对其中具有盘活资产需求的电站提供融资。

    4.等待开展进入2019年规模的项目

    即使目前我国光伏电站规模整体在收紧，2018年各类指标已满，但2019年及以后仍然会有新的指标下放，因此，一些仍处于建设期的、6月30日前不能实现并网的项目也可排队等待进入2019年的规模范围。租赁公司可待电站项目被纳入规模以后再进入，但需要注意的是2019年及以后年度的规模大小未知，未来规模内项目资源或许有限。