2002年的“送電到鄉(xiāng)工程”揭開了我國分布式光伏發(fā)電的序幕。2011年、2012年、2013年、2014年中國年新增并網(wǎng)光伏裝機總量分別為2.4GW、4.732GW、10.857GW和12.516GW。同比增速分別為500%、97%、129%和15%。
2013年到2015年，中國政府出臺了一系列政策支持太陽能發(fā)電，中國光伏發(fā)電迎來了爆發(fā)式增長。IHS預計2015年中國全年新增裝機總量可達到17.72GW，同比增長42%左右。截至2015年9月底，全國光伏發(fā)電裝機總量已達到3795萬千瓦，提前完成了十二五規(guī)劃中35GW裝機總量的目標。
專家預計，“十三五”期間中國每年新增光伏裝機總量將達到20GW左右。展望未來，政府強有力的支持政策，不斷下降的光伏組件制造成本和融資成本，將有利于光伏發(fā)電企業(yè)維持豐厚的利潤，光伏發(fā)電企業(yè)投資積極性將維持在較高水平。影響光伏發(fā)展的限電問題和融資難的問題在“十三五”期期間將得到妥善解決。
一、中國光伏發(fā)電
1.1.中國光伏發(fā)電發(fā)展回顧
中國太陽能資源豐富，十分適合發(fā)展光伏發(fā)電。2002年“送電到鄉(xiāng)工程”揭開了我國分布式光伏發(fā)電的序幕。2009年我國開始實施太陽能光電建筑應用示范項目和金太陽能示范工程，明確為光伏發(fā)電系統(tǒng)提供補助，我國光伏發(fā)電市場進入規(guī)?；l(fā)展階段。
圖1.1.1中國2011-2014年年新增光伏裝機容量快速上漲
2002年“送電到鄉(xiāng)工程”揭開了我國分布式光伏發(fā)電的序幕。2009年我國開始實施太陽能光電建筑應用示范項目和金太陽能示范工程，明確為光伏發(fā)電系統(tǒng)提供補助，我國光伏發(fā)電市場進入規(guī)模化發(fā)展階段。
2011年國家光伏發(fā)電上網(wǎng)標桿電價政策的出臺進一步推動了國內光伏市場的快速發(fā)展，當年我國新增光伏裝機容量達到2400MW，同比增長500%。
2012年我國繼續(xù)加大對光伏應用的支持力度，先后啟動兩批“金太陽”示范工程，發(fā)布《太陽能發(fā)電發(fā)展“十二五”規(guī)劃》，啟動分布式光伏發(fā)電規(guī)?；瘧檬痉秴^(qū)等舉措，當年并網(wǎng)新增裝機容量達到4732MW，同比增長97%。
2013年，受歐美雙反影響，中國光伏出口受阻，一大批光伏制造業(yè)企業(yè)受牽連。與此同時，國內開始密集出臺支持光伏產業(yè)發(fā)展的政策以拉動內需。對于地面電站并網(wǎng)難、補貼年限不確定以及補貼拖延等問題出臺針對性政策，從而使得光伏電站未來收益的不確定性大大減弱，刺激更多資金積極進入光伏電站領域。在此背景下，2013年中國光伏應用市場迎來爆發(fā)，IHS統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2013年全國新增并網(wǎng)光伏裝機容量達10857MW，同比增長高達129%，一躍成為全球最大的光伏終端市場。
2014年，中國政府出臺一系列政策扶持光伏發(fā)電，年新增并網(wǎng)光伏發(fā)電裝機達到12516MW，同比上漲15%。
1.2.2015年中國光伏發(fā)電行業(yè)發(fā)展情況
1.2.1.大幅調高裝機目標，表明大力支持態(tài)度
對于2015年的裝機規(guī)劃，能源局下發(fā)的《2015年度全國光伏年度計劃新增并網(wǎng)規(guī)模表》征求意見稿，計劃2015年全國新增并網(wǎng)規(guī)模1500萬千瓦，其中集中式電站800萬千瓦，分布式700萬千瓦（其中屋頂分布式不低于315萬千瓦），較2014年的1060萬千瓦的裝機總量增幅高達41.5%。
2015年3月16日，國家能源局下發(fā)《2015年光伏發(fā)電建設實施方案的通知》。《通知》指出，為穩(wěn)定擴大光伏發(fā)電應用市場，2015年下達全國新增光伏電站建設規(guī)模1780萬千瓦。對屋頂分布式光伏發(fā)電項目及全部自發(fā)自用的地面分布式光伏發(fā)電項目不限制建設規(guī)模，各地區(qū)能源主管部門隨時受理項目備案，電網(wǎng)企業(yè)及時辦理并網(wǎng)手續(xù)，項目建成后即納入補貼范圍。光伏扶貧試點省區(qū)（河北、山西、安徽、寧夏、青海和甘肅）安排專門規(guī)模用于光伏扶貧試點縣的配套光伏電站建設。1780萬千瓦的裝機目標較征求意見稿的1500萬千瓦相比又有了18.7%的增長，相比2014年的1060萬千瓦增幅達到67.9%。2015年9月28日，能源局再次將光伏建設指標上調了530萬千瓦，將全年建設上調至2310萬千瓦。
圖1.2.1.2015年光伏裝機目標調整圖
1.2.2.“十二五”規(guī)劃目標提前完成
國家能源局公布數(shù)據(jù)顯示，截至2015年9月底，全國光伏發(fā)電裝機容量已達到3795萬千瓦，提前完成“十二五”規(guī)劃制定的35GW目標。在這3795萬千瓦的裝機容量中，集中式光伏電站3170萬千瓦，分布式光伏電站625萬千瓦。
1-9月全國新增光伏發(fā)電裝機容量990萬千瓦，其中，新增光伏電站裝機容量832萬千瓦，新增分布式光伏裝機容量158萬千瓦。
1.3.內部投資回報率高
分布式光伏發(fā)電項目投資回報情況分布式光伏發(fā)電是指位于用戶附近，所發(fā)電能就地利用，以低于35千伏或更低電壓等級接入電網(wǎng)，且單個并網(wǎng)點總裝機容量不超過6MW的光伏發(fā)電項目。由于運營維護成本比較低，以下項目投資回報計算中均假設項目運行期間運營維護成本為0。
應用端主體情況
（1）應用端主體為自然人主體即一般居民
假設一棟居民樓屋頂面積1000平方米，約可安裝太陽能發(fā)電系統(tǒng)80kw，由于分布式安裝不具有規(guī)模效應，因此安裝成本相對偏高，目前按照9元/w進行計算。
以北京地區(qū)為例，在不考慮大氣污染造成的霧霾影響下，年發(fā)電約1200小時。
依據(jù)2013年統(tǒng)計數(shù)據(jù)，北京市人均住宅面積31平方米，在考慮公攤面積的基礎上，按照最保守的6層普通住宅進行測算，1000平方米約可容納60戶（三口之家），戶年均可用光伏發(fā)電量約為1600kwh，此電量低于北京市居民住宅階梯電價最低檔電量要求（240kwh/月），考慮到居民電價上漲因素居民用電電價按照0.6元/kwh進行計算，此測算中假定光伏發(fā)電全部自發(fā)自用，則電價為0.6元/kwh加度電補貼0.42元/kwh進行計算。假設項目運行20年。項目建設成本為：9元/w×80kw=720000元全年滿發(fā)電量約為：80kw×1200h=96000kwh。每年電費與補貼收益為：96000kwh×0.6元/kwh+96000kwh×0.42元/kwh=97920元。使用7%的折現(xiàn)率計算出來的NPV為296603元該項目IRR為12.25%
（2）應用端主體為一般工商業(yè)法人
以一般工商業(yè)屋頂面積2000平方米計算，約可安裝光伏系統(tǒng)160kw，單位安裝成本約為9元/w，初投資約為144萬元。由于一般工商業(yè)營業(yè)時間較長，同時對照明、溫控等有較高的需求，因此自發(fā)自用比例按照100%計算。其他邊際條件如下：
項目運行20年一般工商業(yè)銷售電價：0.517-1.0584元/kwh。分布式發(fā)電度電收入：0.937-1.4784元年發(fā)電小時數(shù)：1200小時項目建設成本為：160kw×9元/w=1440000元項目年發(fā)電量為：160kw×1200h=192000kwh年電費收入為：179904-283852元。按0.517元工商業(yè)電價計算的IRR為10.92%。按1.0584元工商業(yè)電價計算的IRR為19.12%
（3）應用端主體為大工業(yè)用戶
由于大工業(yè)用戶一般用電需求大，同時從目前城市規(guī)劃看，大工業(yè)一般相對集中，具備擁有較大面積的廠房的條件。因此基于分析的保守性考慮，按照分布式光伏發(fā)電單個項目容量上限6MW進行計算。由于大工業(yè)用戶具有規(guī)模優(yōu)勢，因此單位造價可以有所降低，可按照8元/W進行計算。其他邊際條件如下：
項目運行20年大工業(yè)電量電價：0.453-0.7097元/kwh。分布式發(fā)電度電收入：0.873（0.453+0.42）到1.1297（0.7097+0.42）元。年發(fā)電小時數(shù)：1200小時項目建設成本為：6000kw×8元/w=48000000元項目年發(fā)電量：6000kw×1200h=7200000kwh。按0.453元/kWh計算的項目年電費收入：0.873元/kwh×7200000kwh=6285600元。按0.7097元/kWh計算的項目年電費收入為：1.1297元/kwh×7200000kwh=8133840元。按0.453元/kwh度電電費計算的IRR為11.65%。按0.7097元/kwh電費計算的IRR為16.09%
此處分布式項目投資回報計算中均未將地方政府補貼納入計算范圍內，加上地方政府補貼后項目IRR更高。經觀察，項目建設成本與電費是決定分布式項目IRR的重要因素。建設成本越高，項目IRR越低。電費越高，項目IRR也越高。
集中式光伏發(fā)電項目投資回報情況集中式光伏電站主要利用大規(guī)模太陽能電池陣列把太陽能直接轉換成直流電，通過防雷匯流箱和直流配電柜，把多路直流匯入到光伏逆變器，光伏逆變器把多路直流電變換成交流電，再通過交流配電柜、升壓變壓器和高壓開關裝置接入電網(wǎng)，向電網(wǎng)輸送光伏電量，由電網(wǎng)統(tǒng)一調配向用戶供電。集中式光伏電站不能直接接入電網(wǎng)，需要通過110KV升壓站接入電網(wǎng)。
2013年能源局下發(fā)《關于發(fā)揮價格杠桿作用促進光伏產業(yè)健康發(fā)展的通知》能源局根據(jù)各地太陽能資源條件和建設成本，將全國分為三類太陽資源區(qū)，相應制定光伏電站標桿上網(wǎng)電價。Ⅰ類資源區(qū)標桿上網(wǎng)電價為0.9元，Ⅱ類資源區(qū)標桿上網(wǎng)電價為0.95元，Ⅲ類資源區(qū)標桿上網(wǎng)電價為1元。
1.3.1.Ⅰ類地區(qū)光伏集中式電站投資回報
由于集中式光伏電站一般規(guī)模比較大，因此造價可以有所降低，可按照8元/w進行計算。假設項目規(guī)模為20MW，位于寧夏地區(qū)，年機組運行小時數(shù)為1600小時。由于寧夏屬于Ⅰ類地區(qū)，寧夏電價執(zhí)行0.9元/kwh。本例依舊假設項目運行20年，則：
項目建設成本為：20，000，000W×8元/w=160，000，000元項目年發(fā)電量為：20，000kw×1600h=32，000，000kwh項目年電費為：30，000，000kwh×0.9元/kwh=28，800，000元項目IRR為：17.25%。
1.3.2.Ⅱ類地區(qū)集中式光伏電站投資回報
假設集中式電站規(guī)模為20MW，建設成本為8元/W，位于Ⅱ類地區(qū)青海。Ⅱ類地區(qū)機組運行小時數(shù)劣于Ⅰ類地區(qū)，假設該項目年機組運行小時數(shù)為1500小時。Ⅱ類地區(qū)光伏上網(wǎng)電價為0.95元/kwh。本例依舊假設項目運行20年，則：項目建設成本為：20，000，000W×8元/w=160，000，000元項目年發(fā)電量為：20，000kw×1500h=30，000，000kwh項目年電費為：30，000，000kwh×0.95元/kwh=28，500，000元項目IRR為：17.05%。
1.3.3.Ⅲ類地區(qū)集中式光伏電站投資回報
假設集中式電站規(guī)模為20MW，建設成本為8元/W，位于Ⅲ類地區(qū)浙江。Ⅲ類地區(qū)機組運行小時數(shù)劣于Ⅱ類地區(qū)，假設該項目年機組運行小時數(shù)為1200小時。Ⅲ類地區(qū)光伏上網(wǎng)電價為1元/kwh。本例依舊假設項目運行20年，為保守起見，暫時不將地方政府補貼納入計算范圍。則：
項目建設成本為：20，000，000w×8元/w=160，000，000元項目年發(fā)電量為：20，000kw×1200h=24，000，000kwh項目年電費為：24，000，000kwh×1元/kwh=24，000，000元，項目IRR為：13.89%。
在建造成本相同的情況下，集中式光伏發(fā)電項目的IRR由電費與年機組運行小時數(shù)決定，電費越高，項目IRR也越高。機組運行小時數(shù)越長，項目IRR越高。
1.4.光伏發(fā)電競爭格局
國內光伏電站運營商的競爭處于“一超多強”的格局，央企中電投獨占鰲頭，后面國企、民企群雄并起。由于電站運營屬于資本密集型行業(yè)，進入壁壘較高，企業(yè)不但需要有雄厚的資金實力，還需要有持續(xù)的項目開發(fā)能力，因此大型國企的競爭優(yōu)勢較強。但民營企業(yè)依靠自身靈活多變的機制，強大的執(zhí)行力，以及通過資本市場融資平臺，同樣能夠在競爭中躋身前列。在2013年裝機量Top10中絕大多數(shù)為國企，而2014年民企開始脫穎而出，如中利科技、特變電工、愛康科技三家上市民企2014年裝機規(guī)模都超過了400MW，占據(jù)了裝機量Top10中的三席，裝機量Top20中民企已過半數(shù)。未來，隨著融資渠道的拓寬，預計民企在電站運營方面將占據(jù)更重要的地位。
表3.4.1單位：MW
表3.4.2單位：MW
二、中國光伏發(fā)電行業(yè)未來發(fā)展前景
2.1.2016-2020年均新增光伏裝機量將達到20GW
根據(jù)《能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃》，我國在2015年非化石能源消費比重目標為11.4%；根據(jù)《國家應對氣候變化規(guī)劃（2014-2020年）》，我國到2020年非化石能源占一次能源消費的比重達到15%左右；根據(jù)《中美氣候變化聯(lián)合聲明》，中國計劃2030年左右二氧化碳排放達到峰值且將努力早日達峰，并計劃到2030年非化石能源占一次能源消費比重提高到20%左右。國家對于未來中長期的能源規(guī)劃非常清晰。
表2.1.12006-2013年中國能源消費及非化石能源消費比重單位：萬噸標準煤
表2.1.22014-2030年中國能源消費及非化石能源消費比重
經過分析，各項非化石能源對應的2020年和2030年發(fā)電量目標總和低于《中美氣候變化聯(lián)合聲明》中的要求，考慮到風電和光伏的建設周期相對較短，因此用于填補發(fā)電量缺口的可能性更大。以2020年為例，非化石能源發(fā)電量測算缺口659億千瓦時，如果全部用風電填補缺口相當于風電并網(wǎng)從200GW增加到230GW，如果全部用光伏填補缺口相當于光伏并網(wǎng)從100GW增加到155GW。與風電相比，光伏發(fā)電更清潔，更有優(yōu)勢。由此可見，光伏發(fā)電的發(fā)展空間仍相當可觀，電站運營的未來發(fā)展十分有前景。
為了達到十三五規(guī)劃預期的155GW新增并網(wǎng)光伏裝機容量目標，十三五期間，光伏年均新增裝機容量至少達到20GW/年。
從可承受量來看，2014年我國光伏實現(xiàn)發(fā)電250億kwh，僅占當年總發(fā)電量的0.46%，與歐盟、德國、日本等發(fā)達國家相比依然具有較大的發(fā)展空間。
圖2.1.12012-2014年光伏發(fā)電量及總電量占比
圖2.1.2發(fā)達國家清潔能源發(fā)電量占比
綜上所述，從政府意愿，以及政策可承受能力方面分析，我國光伏發(fā)電需求仍有較大的上升空間。
2.2.成本持續(xù)下降，利潤豐厚，企業(yè)投資積極性高
除政策外，影響行業(yè)裝機量的另一因素為企業(yè)的投資積極性，企業(yè)都是逐利的，因此這一核心問題在于電站的盈利水平。影響電站盈利水平的因素主要包括標桿電價、成本等。
首先，對于標桿電價，從目前來看，2016年光伏標桿電價并不會做出較大調整，而在政策穩(wěn)定的前提下，預計后期電價調整仍將以保證電站基本收益水平為前提。
其次，成本層面，一方面組件、逆變器等產品價格持續(xù)下降，帶動國內光伏裝機成本持續(xù)下降；另一方面，2014年底以來我國逐步進入降息通道，作為重資產、高負債率的電站資產，成本無疑將受益于國內降息而有所下降。
圖2.2.1組件價格持續(xù)下跌
圖2.2.2國內進入降息通道，利率下降帶動電站利息成本下降
2.3.限電問題無憂，行業(yè)發(fā)展趨勢明確
影響電站收益率的另一重要因素便是目前市場上非常關注的限電問題。根據(jù)能源局數(shù)據(jù)，上半年國內光伏發(fā)電190億千瓦時，棄光電量18億千瓦時，棄光率約10%，棄光現(xiàn)象已引起行業(yè)的持續(xù)關注。業(yè)內普遍關注，棄光現(xiàn)象是否會像2011-2012年的棄風限電一樣，成為行業(yè)發(fā)展桎梏。專家表示，相比于此前的風電，這輪光伏棄光限電繼續(xù)大幅惡化概率不大，不會影響行業(yè)的持續(xù)發(fā)展。首先，從上半年來看，限電具有明顯的區(qū)域性和季節(jié)性，并非是普遍性問題。
上半年國內光伏棄光18億度，主要集中在甘肅、新疆地區(qū)，其中，甘肅省棄光電量11.4億千瓦時，棄光率28%；新疆（含兵團）棄光電量5.41億千瓦時，棄光率19%。甘肅地區(qū)由于當?shù)仉娋W(wǎng)建設滯后、內部消納比例低等原因，光伏、風電等可再生能源一直存在相對嚴重的限電問題，從木聯(lián)能“i光伏”平臺發(fā)布的甘肅地區(qū)光伏電站平均發(fā)電小時數(shù)來看，2014年以來一直維持在100小時左右，預計棄光率在20%左右。
圖2.3.1甘肅限電問題一直存在
對于新疆地區(qū)，限電主要發(fā)生在一季度，原因在于：（1）一季度新疆內部存在線路檢修問題；（2）一季度由于天氣寒冷，農業(yè)用電等下降，導致自身消納能力下降；（3）新疆火電中約50%為自備電廠，不參與調峰，進一步影響新能源消納。而隨著線路檢修完畢及對自備電廠調峰等政策的調整，從二季度開始，限電問題已明顯改善，從木聯(lián)能“i光伏”平臺數(shù)據(jù)來看，從4月份開始，新疆地區(qū)月度發(fā)電小時已恢復至125小時以上，棄光率處于一個較低的水平。
圖2.3.24月份以來新疆地區(qū)平均利用小時數(shù)維持在125小時以上
而對于寧夏、青海等西部地區(qū)，除個別月份外，整體發(fā)電處于較高水平，棄光率較低。
圖2.3.3寧夏除年初外，月度電利用小時數(shù)普遍處于高位
圖2.3.4青海地區(qū)平均發(fā)電小時數(shù)維持較高水平
綜合上述發(fā)電數(shù)據(jù)，結合企業(yè)財報體現(xiàn)出來的電站盈利數(shù)據(jù)，光伏當前的限電問題依然是局部性、季節(jié)性的現(xiàn)象，不會成為行業(yè)性的普遍性問題。
而從發(fā)展的角度來看，政府對于新能源限電問題重視程度高，陸續(xù)發(fā)布多個文件解決新能源限電問題，如二次電改文件發(fā)布后的首份配套文件《關于改善電力運營調節(jié)促進清潔能源多發(fā)滿發(fā)的指導意見》便是劍指新能源限電。
表2.3.1二次電改后第一份配套文件劍指新能源限電
另一方面，2015年以來特高壓建設逐步提速，酒泉、蒙西等地特高壓陸續(xù)獲批，尤其是酒泉特高壓將是國內首條專門針對新能源的特高壓線路。特高壓建設將擴大電網(wǎng)輸送能力，從而有望從根本上解決新能源的限電問題。
表2.3.2“四交五直”特高壓工程，2015年下半年有望全部核準開工
進一步從行業(yè)自身屬性來看，首先，光伏發(fā)電目前僅占全國總發(fā)電量的0.5%左右，處于較低水平，明顯低于風電3%左右的占比，對電網(wǎng)整體影響較?。黄浯?，光伏發(fā)電集中在白天，與用電負荷周期相匹配，且更容易預測，因此電網(wǎng)對光伏發(fā)電的可承受程度更高；第三，光伏裝機相對分散化，中東部占比相對較高，未來面臨大規(guī)模限電的概率較小。從2014年新增裝機量來看，中東部的江蘇、河北、安徽等新增裝機量均位居前列；而從2015年新增裝機規(guī)模來看，河北、江蘇、浙江、安徽均處于前列。
圖2.3.52014年中東部的江蘇、河北、安徽等新增裝機量均位居前列（萬千瓦）
圖2.3.62015年新增裝機規(guī)模中，河北、江蘇、浙江、安徽均處于前列（萬千瓦）
綜上所述，未來光伏行業(yè)并不會出現(xiàn)大范圍的限電問題，在政策穩(wěn)定、電站收益率高的背景下，逐利資金將保證行業(yè)裝機水平的穩(wěn)定增長，三年之內每年新增光伏電站規(guī)模仍能維持20%以上增速。
2.4.政策持續(xù)給力，行業(yè)發(fā)展底氣十足
從2013年到2015年，國家能源局出臺了一系列政策支持光伏發(fā)電行業(yè)。其中，2014年9月4日國家能源局印發(fā)的《關于進一步落實分布式光伏發(fā)電有關政策的通知》（下稱《通知》），明確政府對分布式光伏的長期支持態(tài)度，并針對光伏行業(yè)存在的一系列難題開出“全額上網(wǎng)”電站享受標桿電價、增加發(fā)電配額、允許直接售電給用戶、提供優(yōu)惠貸款、按月發(fā)放補貼等一系列新政。
表2.4.12013年以來對國家出臺的重要光伏政策一覽表
2.5.融資困難逐步緩解，電站建設“彈藥”日漸充足
銀行對光伏行業(yè)尤其是電站的態(tài)度趨于好轉對于光伏電站的建設而言，除了建設規(guī)劃和“路條”批復等行政性的約束條件，資金約束也至關重要。光伏電站對資金的消耗巨大，如果要完成今年規(guī)劃的1780萬千瓦電站需要的總資金量要高達1500億元左右，對于光伏電站的建造商來說自有資金的需求總量則高達500億元左右。2013年和2014年初，由于銀行對光伏產業(yè)心有余悸，出于風險控制的考慮，對光伏產業(yè)的信貸卡的很緊。2014年6月以來，由于光伏行業(yè)復蘇的態(tài)勢已經十分明朗，而光伏電站資產更是現(xiàn)金流穩(wěn)定的優(yōu)質資產，因此銀行對光伏行業(yè)，尤其是電站端的融資需求由之前的謹慎轉為樂觀，信貸大門也逐漸向電站運營商打開。據(jù)了解，目前國開行、工行、建行、招行、興業(yè)及浦發(fā)等多家銀行已經開始向光伏企業(yè)信貸松綁。有了銀行的信貸支持，電站建設就有了最直接的保障。
光伏資產證券化助力融資光伏電站資產證券化大有可為，除了向銀行貸款融資外，光伏企業(yè)融資的方式正趨于多元化，比如設計和發(fā)行光伏相關信托產品、設立太陽能電站基金、光伏電站資產證券化等。由于大型地面電站的的產權和收益十分明確，收益和現(xiàn)金流十分穩(wěn)定，因此適合被設計成資產證券化產品。
作為民營企業(yè)，資金實力并非公司的天然優(yōu)勢，民營企業(yè)一般融資渠道較為單一，主要是銀行貸款和增發(fā)資金，融資代價較高。因此民企在有一定電站儲備后，開展光伏資產證券化業(yè)務，可以盤活存量電站，同時開拓融資渠道以進行新一輪的電站開發(fā)，如此滾動逐步做大裝機規(guī)模。光伏資產證券化的意義在于以下幾點：
1.拓寬融資渠道，擺脫對銀行渠道的依賴；
2.在降息周期的中后期以固定利率鎖定低融資成本，以改善電站長期投資回報；
3.在項目IRR顯著高于融資成本的情況下，提高杠桿率（相當于加二次杠桿），從而提升ROE水平。
下圖以愛康科技為例進行說明：
目前，發(fā)行資產證券化產品已經具備了法律基礎和市場要素，光伏電站資產證券化產品的推出不再具有根本性障礙?；A資產的合規(guī)問題（電站資產不得有抵押）、融資規(guī)模問題（電站規(guī)模小不受證券機構歡迎）等，將隨著公司電站持有量的上升而迎刃而解。
目前光伏資產證券化仍還處在探索之中。借鑒國外成熟的模式，已建電站可實現(xiàn)資產證券化操作，未建的（特別是分布式光伏）電站適合開發(fā)金融產品。光伏電站資產證券化為企業(yè)開辟了一條低成本的融資新途徑；與此同時，為機構投資者提供了類固定收益類投資品種，拓寬了投資領域，提高投資收益率并分散了投資風險。因此，電站資產證券化這一新型金融業(yè)務的推出，無論對光伏行業(yè)還是對資本市場，都不啻為利好消息。
電站運營成為風氣，電站退出道路暢通無阻光伏電站已經逐漸被社會資本接受。原因有兩個方面：首先從主觀上來說，由于光伏行業(yè)的持續(xù)好轉，政策的扶持，尤其是補貼金額和年限的確定使光伏電站成為風險較小，現(xiàn)金流較好的一類資產。同時8年左右的總投資回收期也可以讓人接受。從客觀上來說，隨著地產、礦業(yè)等行業(yè)的持續(xù)下行，相關行業(yè)的投資回報率下降，風險卻同時上升的情況下，也使光伏電站資產的投資價值更加凸顯。最后降息周期對光伏電站的收益率也有比較正面的影響。目前已經涌現(xiàn)出一批以持有光伏電站運營為戰(zhàn)略的企業(yè)，上市的企業(yè)有安康科技、華北高速、京運通、江蘇曠達、彩虹精化和林洋電子等一系列的公司。此外據(jù)我們所知還有不少光伏產業(yè)之外的上市公司也都在積極準備介入光伏電站領域。2014年8月，中民投與寧夏回族自治區(qū)簽署戰(zhàn)略合作協(xié)議，中民投將在3-5年內，在寧夏投資建設3GW-5GW光伏發(fā)電項目，總投資額在300-500億元人民幣之間。中民投的目標十分明確，就是介入光伏產業(yè)的末端電站。由于電站運營類公司的崛起，光伏電站的退出通道已經暢通無阻，市場之前擔心的電站過剩，賣不出去的風險已經不復存在。
