在外部投資者進入光伏并購交易中，光伏的質量風險和長期穩定資金的風險都很重要。

經歷了去年“5.31新政”的大幅震蕩之后，國內光伏市場開始尋找別的機會和出路。

3月21日，普華永道中國及德國萊茵TüV集團（TüV萊茵）在蘇州聯合發布《2019中國光伏電站資產交易白皮書》，報告指出，在可預見的短期內，國內整體光伏新增裝機規模會減小。

未來中國新增分布式光伏將超過集中式光伏裝機，成為主力，預計到2020年，分布式光伏在中國累計光伏裝機中的占比將從當前的29%提高到40%以上。

光伏逐步進入無補貼時代，平價上網指日可待。當前光伏電價在售電側已經低于一般工商業用電價格；從發電側來看，發電成本還在持續下降，2018年底第一個發電側平價上網的項目已經成功并網，預計2022年左右實現大規模光伏平價上網。

存量時代

“從前幾年開始，TüV萊茵在光伏市場上看到，不管是設備檢測還是電站檢測認證，陸續已經有對光伏電站做資產交易的技術盡調。特別從去年開始，這樣的需求越來越多。”德國萊茵TüV大中華區太陽能服務商務經理安超表示，但是在我們給資產買家做基礎盡調的過程中，發現買家對國內的光伏電站裝機、對技術上的風險了解并不是很多。”

光伏市場起起伏伏，有增長非常快的時候，也有跌落非常快的時候。在市場快速發展的時候，光伏的新增裝機會非常大，而在市場跌落的時候，新增裝機也會下降，很多情況下大家會去別的市場去找這樣的機會。

在政策大力扶持和技術持續進步下，中國光伏市場新增裝機容量逐年提升，從2007年的0.02GW，上升到2017年的53.06GW。

2018年5月31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》（業內簡稱為“531新政”），叫停普通地面式光伏電站的新增投資，控制分布式光伏規模，降低補貼力度，國內新增光伏裝機容量隨之大幅下滑。

2018年我國新增裝機量42.26GW，同比下跌16.6%。

與此同時，光伏補貼政策收縮的趨勢正在持續。2019年1月，國家發改委，能源局發布《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》，開始在全國范圍推廣無補貼光伏項目，將會有效抑制投機性開發商進入光伏裝機市場。

中國國家能源局的最新統計數據顯示，2018年前三季度，中國光伏發電新增裝機3454.4萬千瓦，同比下降19.7%，其中，光伏電站1740.1萬千瓦，同比減少37.2%；而分布式光伏1714.3萬千瓦，同比增長12%。

“531新政以后，國內光伏市場逐步進入存量市場的時代，借鑒美國、日本的經驗，并購活動會變得更加活躍。”普華永道中國能源、基礎設施及礦業并購交易主管合伙人翟黎明表示，531以后的并購取得了成熟的發展，“交易的裝機達到了1.3GW左右，這個數據在歷年來是最高的，前幾年的交易裝機基本都在100GW左右，行業會出現井噴式的光伏電站資產交易情景增長。”

普華永道中國能源行業并購專家魯冰表示：“在未來光伏新增裝機容量全面放緩的情況下，行業內大中型企業將更多倚賴收并購的方式獲得裝機容量的提升，而行業內小型企業受國家補貼兌付延后以及經營風險影響，現金流壓力較大，有可能通過出售資產的方式實現退出。中國光伏市場將從綠地市場逐步向存量電站交易，行業集中度進一步提升。”

并購活躍期

根據上述白皮書，中國光伏市場將逐步從增量市場向交易市場發展，行業集中度和整合會進一步提升。

從國內市場來看，目前光伏發電市場集中度較低，前十大光伏電站運營企業裝機占比30.28%。對比火電行業，華能、華電、國電、大唐、國電五大發電集團裝機占比51.36%。

在未來光伏新增裝機容量放緩的情況下，排名靠前的企業將更多采用收并購的方式獲得裝機規模的提升。

此外，眾多之前因行業補貼等原因進入市場的中小玩家，一方面受國家補貼兌付延后無法及時收到補貼，另一方面自身專業經營能力不足，運營至今現金流壓力較大，未來大概率通過出售資產的方式實現退出。

參考日本經驗來看，在光伏補貼價格下降到最高峰的40%左右時，市場從增量向交易轉變，而531新政之后，我國光伏標桿電價較最高峰下調了30%-40%，已經達到臨界值附近。

在并購交易中，集中式和分布式光伏電站市場的交易特征存在差異：

集中式光伏市場上，主要是行業內資金、專業運營能力更強的大中型光伏電站企業或資金能力強的金融機構，收購部分經營不善的中小企業電站資產。

集中式光伏項目規模通常較大，從項目申請、建設開工、申請補貼到后續運營退出，生命周期跨度大，除了對專業運營能力要求高外，對融資能力同樣提出了高要求（低資金成本），尤其考慮到政府補貼獲取周期長（通常3-4年時間）的現實條件，能力弱的投資運營方在項目現金流上將面臨巨大的壓力。

而分布式光伏市場中的交易方會更加多元化，除了傳統光伏電站企業外，還包括基金、金融投資機構（看重優質項目投資回報）、跨行業進入者（如部分500強非能源企業，通過投資光伏市場，兌現投入綠色能源的社會承諾）、園區/大中型制造業企業（通過分布式光伏獲得能源成本優勢）等。

投資方式同樣呈現多元化，除了傳統的收并購外，還包括合資成立合資公司等方式。

較多分布式電站存在商業或類商業售電，而儲能可以有效解決發電和用電方的峰谷值錯配問題。分布式光伏+儲能目前在國內的發展還處于起步階段。對“分布式能源+儲能”系統予以扶持是發達國家通行做法，如德國對分布式光伏+儲能給予低息貸款和直接補貼，補貼額覆蓋20%以上的初始成本，目前家庭分布式光伏數量超過150萬套，儲能系統超過1萬套;日本、英國等國家也推出了財稅和補貼政策，推進規模化發展，促進成本的快速下降。

隨著分布式光伏電站裝機在能源供給中的逐步升高，光伏組件和儲能系統成本的逐步下降。“分布式能源+儲能”必然成為未來趨勢，但投資者必須從技術和財務回報的雙重觀點評估系統可行性，避免投資風險。

接下來，光伏項目融資方式將逐步成熟。

國內光伏電站項目由于規模較大，生命周期跨度較長，一般項目層面投資回報期為8到12年。因此考慮償債覆蓋的風險系數，端通常需要有更長久期長期金融予以匹配。此外，由于國家補貼拖后等原因，光伏項目在商業運行的前三年一般面臨著難以覆蓋等額本息還款的壓力，因此需要借助集團關聯方資金或外部長期過橋貸款支持。

翟黎明指出，“目前光伏電站的融資方式比較簡單，除了自有資金以外，很大程度上靠融資，靠銀行貸款和補貼，未來會出現更多多元化的融資，比如、產業基金、政府在新能源領域的引導基金。”

不同的主體進入也意味著不同的風險，包括對電站的質量、資金的成熟度、政策等因素的評估。

TüV萊茵大中華區太陽能服務副總裁鄒馳騁指出：“光伏電站資產交易中典型技術風險對交易的潛在影響一般歸納為技術、財務及商務三大類，其中技術風險會集中反映在電站設備、項目管理、系統性能和運行維護等方面，這些風險將會影響到電站系統的安全，質量整體性能和發電量。”

“中國光伏市場上，前面幾年大家還在趕裝機，531、630、1230，會有趕裝機的情況，我們發現電站的質量水平有很大的差異。”安超認為，對于光伏電站盡調，在交易過程中，技術風險和光伏電站財務風險都非常重要。

“在光伏領域的投資，單打獨斗是不夠的。”翟黎明對21世紀經濟報道記者表示，如果投資分布式光伏電站，“沒有運維的人力、沒有行業運營經驗是很難的，比如去年物流巨頭普洛斯進入屋頂光伏的領域，它之前在海外有布局，在中國也找了合作伙伴，同時它有屋頂的資源。”

此外，長期穩健的資本供給在中國還是比較大的痛點，融資不便，“光伏暴利的時代不在了，是穩健回報的類型，投資方需要更好的合作模式。”