(一)光伏融資要考慮光伏平價時代的新現(xiàn)實，要考慮光伏產(chǎn)業(yè)去補貼、低補貼的新現(xiàn)實。眾所周知，自2006年《可再生能源法》實施以來，中國光伏產(chǎn)業(yè)以補貼電價支持產(chǎn)業(yè)發(fā)展，有力促進了光伏產(chǎn)業(yè)鏈的快速發(fā)展。截止到2021年底，中國可再生能源裝機規(guī)模突破1000GW，風(fēng)電、光伏發(fā)電裝機分別突破300GW，連續(xù)多年穩(wěn)居全球首位。自2018年起，光伏、風(fēng)電去補貼力度逐年加大，特別是2021年底海上風(fēng)電補貼政策到期，支持光伏發(fā)電、風(fēng)電等可再生能源發(fā)電行業(yè)政策已全面退出，無補貼平價及平價時代將成為未來市場競爭的重點，這對傳統(tǒng)的光伏產(chǎn)業(yè)鏈融資的方式、方法帶來了挑戰(zhàn)，只有依靠融資創(chuàng)新才能逐步應(yīng)對。

(二)光伏產(chǎn)業(yè)鏈漲價極大地挑戰(zhàn)了光伏產(chǎn)業(yè)鏈融資。自2020年下半年以來，多晶硅價格一路上漲，加之光伏產(chǎn)業(yè)鏈其他材料、設(shè)備的上漲，另外光伏電站還普遍要求配置一定比例的儲能系統(tǒng)用以輔助并網(wǎng)，增加了光伏電站的投資，總體看光伏電站的發(fā)電成本增加了20%-25%，導(dǎo)致光伏產(chǎn)業(yè)規(guī)?；c微利化發(fā)展，影響光伏項目融資的價值判斷。由于光伏上網(wǎng)電價已執(zhí)行各地燃煤基準(zhǔn)價而且偏低，導(dǎo)致光伏電站投資回報率急劇下滑甚至虧本，不但對金融機構(gòu)原有的光伏項目融資帶來壓力，同時也極大影響金融機構(gòu)對整縣光伏及光伏大基地的新增項目融資。

(三)在光伏、風(fēng)電電價形成機制中尋求創(chuàng)新融資新模式。面對補貼政策退坡及光伏行業(yè)規(guī)?；?、微利化、頭部化新形勢，在政策創(chuàng)新中爭取光伏融資發(fā)展新格局是未來的重點。2021年5月，國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于“十四五”時期深化價格機制改革行動方案的通知》，明確提出完善風(fēng)電、光伏發(fā)電、抽水蓄能價格形成機制、建立新型儲能價格機制等“十四五”時期價格改革新任務(wù)，為光伏融資高質(zhì)量發(fā)展提供了新方向。

(四)優(yōu)化光伏項目成本的管理能力至關(guān)重要。在微利時代，管理好光伏項目的度電成本，因光伏項目管理及投資管理能力差別較大，導(dǎo)致各項回收益率、回報率差異較大，畢竟光伏項目的度電成本，既取決于光伏項目的光照強度、初始投資、息稅、供應(yīng)鏈管理、規(guī)劃、設(shè)計、建設(shè)等硬成本，也取決于光伏項目拓展的非技術(shù)成本，這些成本有可能會高于或低于當(dāng)?shù)孛弘妰r格，因此光伏項目融資要考慮不同資源條件不同項目的成本差異;要考慮不同區(qū)域、不同階段、不同項目的非技術(shù)成本;還要考慮不同區(qū)域不同標(biāo)桿電價(脫硫煤電價成本)的政策因素。

(五)要考慮光伏的并網(wǎng)條件。光伏項目的并網(wǎng)容量及并網(wǎng)條件，直接影響光伏項目的收益率，影響光伏項目當(dāng)期成本和合理收益率，因此在研判光伏項目的可融資性，首先要觀察新建項目的上網(wǎng)電價，這是決策光伏項目是否可以推進重要的因素。

(六)光伏項目融資要考慮核定的新建光伏電站保障性收購價格。建議融資方要注意觀察根據(jù)各地區(qū)光伏電站度電成本+合理收益核定新建項目保障性收購價格，這些價格每年核算1次，有重大變化適時核算調(diào)整，和各地煤電價格脫鉤。擬發(fā)光伏電站所發(fā)電量是否全額保障性收購，是否保障合理利用小時數(shù)內(nèi)發(fā)電量，是否保障上網(wǎng)電價執(zhí)行保障性收購價格，是否確保當(dāng)期發(fā)電價格20年不變，是否合理利用小時數(shù)的電量可參與市場交易等等。

(七)光伏融資要考慮光伏項目與綠電交易市場的關(guān)聯(lián)性，并關(guān)注綠電配額制度的落實與進展。2021年9月，中國綠電交易試點啟動，政策意圖是電力用戶可以直接與以風(fēng)電、光伏為主的新能源發(fā)電企業(yè)交易，以市場化方式引導(dǎo)綠電消費，體現(xiàn)了綠電的生態(tài)價值，同時也創(chuàng)造了綠電的金融價值。但是，當(dāng)前的綠電(風(fēng)光電量)交易仍以自愿交易市場為主，存在交易量小、交易價格低等問題。在未來，若綠電交易市場走向成熟，一旦適時建立配額制的強制綠電交易市場，將為風(fēng)電光伏為主的綠電供需雙方提供廣闊的交易、融資空間。

(八)光伏融資要考慮光伏電站儲能系統(tǒng)價格機制。現(xiàn)階段要求光伏電站配置一定比例儲能系統(tǒng)具有一定合理性，但是由于沒有建立儲能系統(tǒng)成本疏導(dǎo)機制，光伏電站上網(wǎng)電價也未體現(xiàn)儲能輔助服務(wù)及可控容量等價值構(gòu)成部分，導(dǎo)致光伏電站投資回報率急劇下降。建議融資機構(gòu)重點關(guān)注發(fā)電側(cè)配置儲能項目的融資需求，也可以關(guān)注電網(wǎng)側(cè)儲能項目，關(guān)注各省每年核定一次儲能配置比例的差異，關(guān)注價格主管部門每年核定一次儲能成本價格，關(guān)注將儲能成本納入光伏電站保障性收購價格的成本核算的政策進展;關(guān)注電網(wǎng)側(cè)儲能項目(或者共享儲能項目)參照成本加合理收益的辦法核定調(diào)峰、調(diào)頻服務(wù)價格和利用率等政策新變化。

來源：新能源海外發(fā)展聯(lián)盟