光伏电站整个存在期间的风险和应对措施有哪些？
一般而言，电站收益来自企业电费、上网电费和度电补贴收入，但风险则贯穿于整个电站项目建设及运营期间，所以在项目实施前必须做好项目投资评估工作。
一、直接影响电站收益的因素
电站收益=企业电费+上网电费+度电补贴收入
其中，企业电费=发电量×自发自用比例×企业电价
上网电费=发电量×余电上网比例×上网电价
度电补贴收入=发电量×度电补贴
由上述公式，电站发电量及电价水平（度电补贴为全国统一，企业电价及上网电价则因地域不同而差别，此处均称电价水平）和自发自用比例是影响电站收益最重要的三个因素。
1、电站发电量
电站发电量与太阳辐照量、光伏组件转换效率以及光伏组件年发电衰减率相关。辐照量是评判某个地区是否适合投资光伏电站的重要自然因素，我国一类资源区太阳能资源丰富，同等条件下电站发电量远高于三类资源区。另外，组件的转换效率也是影响电站发电量的重要因素，单晶硅组件转换效率高于多晶硅组件转换效率，但单晶硅组件成本较高，目前分布式光伏发电市场仍以多晶硅组件为主。
一般而言，在电价水平及电站自发自用比例相同的情况下，单位发电量越高，电站收益越大。
2、电价水平
目前大多省市的一般工业及大工业用电执行峰平谷电价以及峰平谷发电时段比例，而上网电价则按当地燃煤机组标杆上网电价计算。在单位发电量及电站自发自用比例相同的情况下，电价越高，电站收益越大。
3、自发自用比例
自发自用比例与企业年用电量、年发电量、每天工作时间、年假期天数、休息时厂房设备是否负荷等因素相关，自发自用比例越高（即企业使用光伏电力的用电量越高），电站收益越高。
一般而言，发电量水平及电价水平是确定项目开发区域的重要因素，而当地政府的支持力度及经济发展水平也是很重要的参考指标。在确定了项目开发区域后，关于某个单体项目是否值得投资，则着重需评估该项目预计的自发自用比例并基于发电情况和电价情况计算该项目的内部收益率。
二、风险控制流程
在评估某个单体项目时，对其每一个阶段和过程都需要进行严格的控制，特别是签订合同能源管理节能服务协议之前的项目前期评估，主要是从技术、财务及法律角度评估项目的可行性。同时项目实施及运营阶段的控制也很重要，它直接关系整个项目的实际盈利能力。归纳而言，单体项目需进行以下阶段的评估和控制：
（一）前期评估
1、初步开发：针对单体项目需根据企业的行业条件、屋顶条件、企业用电情况、企业经营状况、信用度、房屋及土地产权等情况来初步评估该项目是否具有继续开发的必要。
2、技术评估：从屋顶结构及承载、电气结构及负荷等技术方面判断项目的可实施性，同时评估计算该单体项目的装机容量、单位发电量及自发自用比例等基础数据，从而形成初步技术方案，并为财务评估提供依据。
3、财务评估：通过对项目进行初步投资效益分析，考察项目的盈利、清偿能力等财务状况，判断该项目是否具有投资价值。一般要求项目内部收益率不低于9%。财务评估的主要经济指标如下：
（1）装机容量：电站装机容量首先是由屋顶可用面积和变压器容量决定的，但因电站自发自用比例越大收益越高，因此企业用电情况对装机容量的多少也有限制。在保证基本收益的情况下，电站装机容量应结合屋顶可用面积、变压器容量和企业用电情况来综合确定。一般需技术部门进行初步设计和组件排布，同时充分考虑建筑物阴影遮挡等问题，综合评估项目预计安装容量。
（2）首年发电量：电站每年的发电量是以一定比例逐年衰减的，必须测量出首年发电量才能计算每年的发电情况。影响发电量的因素除了太阳辐照量和组件转换效率以外，屋顶类型、电站朝向、电站关闭时间等也会对电站发电量产生影响。光伏电站是将光能转化为电能，电站接收的光照越多，则发电效率越高，因此电站朝向、倾角等设计的科学性非常重要。就屋顶类型而言，水泥屋面电站可按最佳角度安装，其发电量稍高于彩钢瓦屋面电站。
（3）自发自用比例：其重要性上文已叙述。
（4）用电电价及电价折扣：用电类型不同其电价也不同。大工业用电，其屋顶条件好，但有时段电价，因此平均电价较低；而一般工业用电、商业用电屋顶面积小，但无时段电价，因此电价相对较高。
（5）单位建设成本：除电站主要设备和工程费用外，不同企业的个体需求也会增加电站的建设成本，并最终影响收益率。尤其是分布式屋顶电站，受限于建筑物屋顶情况，对建筑物的结构、承重等具有一定要求，部分不达标的屋顶需通过刷漆、换瓦等方式进行改进，但同时也会相应增加电站建设成本。因此每个单体项目，需技术部门和商务部门等综合评定该项目的单位建设成本。
4、合同谈判及审查
（1）合同能源管理节能服务协议，即EMC合同
EMC合同是光伏电站投资建设最重要的一份合同，是电站投资建设的合法性依据，其合同双方是投资者和用电人。签订EMC合同的目的是为投资者建设光伏电站并售电给企业使用，围绕这一目的延伸出合同双方的权利义务及风险分配。合同谈判即就双方的权利义务及风险承担进行协商洽谈。合同谈判中企业的几个重要关注点分别是，合同期间、电价折扣、屋顶维修责任、电能质量问题、电站搬迁事项及其他违约责任，如企业破产等企业无法继续履行合同的情况，等。审查合同亦主要是对其合法性和合理性进行分析判断并进行调整，尤其是上述几个关注点。
5、项目评审
上述评估和判断是各部门独立进行的，在EMC合同签订前需进行一次系统的项目评审会，要求合同主办部门、技术部门、财务部门及项目管理部门等相关部门均参与评审。
合同评审会的目的即在于了解该单体项目在技术、工程施工及后期运营上的可行性、该项目的投资回报、法律风险控制的合法合理性等。同时，与其他关联部门进行对接，对该EMC合同的权利义务进行评述，有特殊要求的需进行协调，以便更明确的履行合同义务、实现合同权利，这也是合同评审会的一个重要目的。例如，因光伏电站项目是交由第三方进行施工的，在EMC合同中可能对于施工有特殊的要求，若EPC合同主办部门对该特殊要求不知情，在EPC合同中未对对该要求进行处理，则会存在因投资方违反EMC合同而被相对方追究责任的风险。
（二）项目实施及建设
光伏电站项目主要通过招投标确定组件供应商及EPC方（即项目施工方），其中组件采购费用和工程建设费用约各占电站总投资的一半，因此组件采购合同和工程建设合同的履行状况十分重要。
（1）组件采购合同：组件交付义务一般在项目开工后，组件质量问题是最值得关注的履行事项。首先，组件质量标准及责任承担需明确；其次，产品监造、出厂试验、验货及验收测试等都要严格按标准及规定执行。
（2）建设工程合同，即EPC合同：建设工程合同的基本权利义务请参照合同法的相关规定，此处不予赘述。在光伏电站项目施工过程中常会出现的问题是，施工方不按规定操作、随意踩踏组件。为减少不必要的诉累，在施工过程中应加强监管，并在合同中约定EPC方的严格责任。
在光伏电站竣工前，组件损坏的原因可能是多方的，但该责任具体如何承担则较难处理，如果事后通过谈判和诉讼解决，会严重延误工期导致损失。因此，关于组件质量问题的风险承担，投资方可与EPC方和组件供应商共同协商确定一个时间节点作为风险转移时间点。一般买卖合同标的物损毁等风险在交付时转移，质量问题除外。在此可约定（仅供讨论），在组件交付前所有风险由组件供应商承担，交付后由EPC方承担，在发生风险事项后EPC方无论原因必须先行赔付或以其他损失最小化方式承担责任，如事后经鉴定全部或部分属于组件供应商原因导致的，EPC方可再向供应商追偿。
（三）项目运营维护
项目的运营维护工作是否做好，直接影响电站的使用寿命和收益情况。评估运营维护工作，主要需防止第三人破坏发电设备，同时出现故障后要及时修复。
光伏电站是安装在用电人屋顶上的，在用电人控制范围内，通常电站设备被破坏或故障，用电人能比投资人更快发现并及时反馈给投资人。所以在运营维护过程中需要注意与用电人稳定友好的合作关系也是电站长期稳定运营的重要保障。
三、常见投资风险
在上文我们已经对整个项目的进行了详细的分析和评估，包括技术评估、财务评估及法律评审等，但这些都是在理想状态下对电站的常态事项进行的评估。光伏电站的运营期限长达20多年，在此期间有许多可控与不可控的风险，需要投资者进行全面评估，并找出风险应对措施，最大限度降低电站投资风险。以下将对电站投资的最重要几个风险点进行分析。
（一）风险因素
1、房屋产权人与用电人不同
在实操中，经常会出现用电人与产权人不一致的情况，EMC合同不能对抗产权人的所有权，因此必须经产权人同意投资人合法使用厂房屋顶并出具建设场地权属证明，从而排除投资人侵犯第三人权益的风险。具体分析请参见本人另一论题《分布式光伏发电项目中用电人与产权人不一致的情形与处理方法》。
2、设备质量问题
光伏组件是光伏发电站最重要的设备，一般是独自招投标。而组件较易发生隐裂、闪电纹等问题，但可能造成上述问题的原因很多，因此设备尤其是组件的质量问题非常值得关注。组件质量问题的风险主要在交付后。对投资者而言，虽风险不转移，但交付后发现质量问题仍会对投资者产生不利影响，因此，在组件采购合同中要严格规定保质期、质量问题的范围以及发生质量问题后的救济方式，以便于事后维护自身权益。
3、工程质量问题
在光伏电站建设施工过程中，极易因操作不当导致设备损坏等问题，如卸货、安装、保管等过程都可能因操作不当导致组件损坏，除需加强监管外，在EPC合同中也要严格规定施工方的责任。
有一种较为常见但重要的情况，组件损坏可能由质量问题和操作不当共同引致，在这种情况下，难以区分双方各自责任大小，不利于投资者权益保护，那么事先约定双方的权责就十分必要了（详见上文建设工程合同第二段）。（组件损坏可能由质量问题和操作不当共同引致，属于侵权责任法规定的共同侵权行为，虽然可以通过法律途径救济，但本文主要讨论电站投资评估事项，旨在通过项目评估在项目实施前最大限度降低各种风险和成本，因此此处不予赘述。）
4、电站建设期延长
在光伏电站投资建设中，电站建设期的长短关系投资到资本化问题和投资回收期问题，电站建设期越短，就能越早获得电站收益和资本回报。但实际施工建设中，经常会出现工期过长的问题。究其原因，一是项目施工计划和施工进度没有控制好，出现设备供应与施工建设脱节的严重问题；二是个别项目就维修屋顶未能与屋顶权属人达成一致，极大影响项目正常施工进度。因此，在项目开工前，首先需做好项目技术勘察，就维修事项提前与屋顶权属人达成一致意见，其次必须制定详细的施工计划并严格按照计划实施。
5、企业拖欠电费
分布式光伏发电项目收取电费首先需确定电表计量装置起始时间和起始读数，但因计取电费直接关系EMC合同双方利益，在实操中，投资者较难就计取电费的起始时间和起始读数与用电人达成一致。因光伏电站需并网，有供电部门介入，此时可借助其公信力，在EMC合同中约定以供电部门计量的起始时间和起始读数为参照。
另外，在电站进入稳定运营期间后，用电人也可能因经营状况恶化或与投资者产生冲突等原因而拒交或拖欠电费。因此，在项目实施前必须充分了解该用电人的财务状况和信用度，综合评估其拖欠电费的可能性，同时在EMC合同中也要明确约定拖欠电费的违约责任。
6、电站设施被破坏
电站设施被破坏的原因很多（此处主要讨论在项目运营阶段的电站设施被破坏，至于项目建设阶段的破坏在前文设备质量问题和工程质量问题处已进行讨论），如不可抗力、意外事故、人为破坏等，其损失可大可小，小则需维修发电设备，大则电站损毁。一般遭受上述不可抗力、意外事故等非人力控制因素破坏的，电站所依附的屋顶也会遭受致命损害，通常这种情况的发生并非用电人过错，且用电人自身也遭受极大损失，此时要求用电人承担责任也不实际，因此购买电站财产保险十分重要。而在人为破坏的情况下，则可根据过错责任要求破坏者承担相应责任，而用电人也需尽到通知和减少损失的义务。
7、用电低于预期
自发自用比例低也即用电低于预期。投资者在项目实施前需了解用电人的行业发展前景及用电人自身经营状况，如能在EMC合同中约定最低用电量则能有效避免这一风险给投资者带来损失。但通常情况下，在EMC合同中投资者仍是处于劣势低位，用电人一般不会接受最低用电量。所以投资者必须在项目实施前精确评估单体项目的自发自用比例，将该风险控制在可控范围内。
8、发电低于预期
新建筑物遮挡阳光、系统转换效率降低、组件损坏以及太阳辐照降低等均会导致电站发电量低于预期值。首先，购买发电量保险；其次，对于系统效率可在组件采购合同中作出约定，由供应商对系统效率作出保证；第三需要到工业园区等机构了解园区发展规划，预判合同期内项目场地周边的开发情况，并由技术部门判断其对电站发电情况的影响程度，从而更精确地计算每年发电量和电站收益。
9、建筑物产权变更
屋顶业主破产、建筑物转让以及国家征收征用等都可能导致建筑物产权发生变更。首先投资者需了解用电人经营状况，评估其合同期内破产、转让建筑物等的风险，并通过当地政府等途径了解合同期内有无征地规划等情况；其次，要求用电人在建筑物产权变更情况下要先与新产权人达成协议，由新产权人替代用电人继续履行合同，即债权债务的概括转移。
10、建筑物搬迁
用电人生产发展等需要以及国家征收征用等均可能出现建筑物搬迁的需要，因此投资者需了解用电单位的发展规划，评估合同期内其搬迁的可能性，并在EMC合同中约定发生建筑物搬迁事宜的，光伏电站随建筑物搬迁或由用电人提供同等条件的新建筑屋顶给投资者。
（二）解决措施
从对上述风险因素的诱因及其解决方法的分析来看，防控上述风险主要有三个步骤。一是全面综合了解各风险的成因，将其量化为风险成本，并反映在财务评估模型中，综合各方面因素评估单体项目的投资收益情况。二是在相应的合同中约定出现各风险后的救济方式。三是在项目实施过程中积极预防上述风险的出现。其中前两个步骤在项目实施前必须完成，如此可将上述风险控制在投资者可接受的范围内，并提高投资者的投资信心。
四、结语
近年来，分布式光伏发电站投资越来越得到国家和当地政府的支持，加上江苏、山东、浙江等光伏大省良好的示范效应，越来越多资金进入分布式光伏发电投资市场，譬如恒大强势进军光伏行业，也再次印证光伏发电行业的巨大潜力。但光伏发电行业在国内仍属于新兴行业，各方都处于探索阶段，未来还充满许多不确定因素。为了实现电站利益最大化，电站的投资评估必须严而待之。
一、自发自用比例降低风险 分布式光伏的电价分为两类：
一是出售给用电企业的电价另一类是出售企业电量的余量，直接并网的价格。
二、购电方电费结算风险 分布式光伏发电项目多采取签署能源管理合同或是购售电方及供电局三方签署供电合同作为售电方取得自发自用收入的基本保障。
三、屋顶租赁风险 由于分布式光伏发电装置需要安装在屋顶上，屋顶资源的保障成为顺利发电的基本保障，在投资者和屋顶所有者之间也潜藏如下风险，通常情况下，投资者通过与屋顶所有者签署屋顶租赁协议来取得发电场所。
四、国家政策风险
（1）政府补贴的持续性。
（2）补贴的落实情况。
由于光伏政策的调整，国内光伏企业纷纷将海外市场作为“突围”方向。近日，国际分析机构IHS
Markit将2018年的全球光伏装机量预测从113GW下调至105GW，预计全球需求提升将弥补中国市场的需求下降，今年装机量仍将比2017年增长10%以上。
在此背景下，作为光伏扬帆海外的重要模式，EPC工程如何躲避行业风险？
“出海”门槛降低
近年来，无论是传统电力还是新能源，
EPC工程总承包模式（即设计、采购与施工承包模式）在对外承包工程总额中所占比重逐渐加大，与传统的施工承包模式相比，其项目收益更高，但风险系数也更大，需要承包商通过管理能力、技术水平、融资实力、实施经验等方面提升与增强才能够有效实施项目，同时实现既定的项目收益目标。
据了解，我国对外EPC工程经历了劳务输出、EPC、EPC+F、投建营一体化等多种模式的形态演进。“海外EPC市场近几年变化非常大，合作条件越来越苛刻，承包价格越来越低，风险越来越大，与此同时，EPC自身模式也在不断创新，商业生态变化非常大。”阳光时代律师事务所律师宋玉祥告诉记者。
从法律法规上来讲，2017年中国对外承包工程行业最大的变化就是国家层面取消了相关管制，企业想要对外承包工程，在中国境内没有资质和门槛要求。
“这是双刃剑。对于原先没有相关工程总承包资质的企业是福音，但也导致中小企业‘走出去’，更加鱼龙混杂，竞争更加激烈，还有可能引发恶性竞争。”宋玉祥分析，海外市场大部分项目采取融资模式，后面跟着融资银行，会对EPC承包商进行审查，取消门槛限制，尽管对行业生态有一定影响，但不至于造成颠覆性后果。
另外，还有一个利好，随着简政放权的推进，商务部修改了《对外承包工程项目投标（议标）管理办法》，准制改成备案制，并将相关权限下放至省级商务部门。
“‘531’新政后，半年时间内是光伏行业需求的回调阶段，因成本下降带来的全球市场需求至少增长5%。”天合光能中国区组件“产品+”价值群负责人曾义认为，包括印度、拉丁美洲等地区以前不能做的项目，现在也可提上日程。也有国金证券分析师认为，一旦光伏成本继续下降，欧洲、拉丁美洲、美国、东南亚、阿联酋等众多市场也可实现增产。
EPC出现新趋势
“EPC现在出现资金拉动工程的新趋势。”宋玉祥说，几年之前承包商只是单纯做承包，现在的趋势是“要挣钱，先出钱”，现在大多都是资金运作重大项目，其中包括先垫资，以亚非拉国家为主，通常要求中国承包商为其从中国的银行融资，巴基斯坦、孟加拉、菲律宾的EPC项目都出现过类似情况，业主要求在融资关闭前先垫资开工。
另外一种情形是参股投资拉动EPC工程，承包商参股10%—20%，在埃及就有多个这样的项目。“因为光伏项目有25年保质期，EPC承包商会被要求同时负责运维。”宋玉祥补充道，承包商同时承担运维是光伏项目趋势。
“融资租赁以前较多用在海外风电项目上，近年来，逐渐用于开发海外光伏项目。”
宋玉祥指出，除此以外，海外收购也越来越多，“对于境外投资行业来讲，海外收购并不是新交易模式，但对EPC企业来讲，则是新模式，不一定要短期收益，而是借此扩大平台，布局项目。”
市场风险加大
在采访过程中，记者了解到，海外EPC市场环境竞争日趋激烈，甚至达到了白热化的地步，这种竞争体现在EPC承包价格、IPP上网电价越来越低，工期越来越短。
近两年，比较典型的案例是2016年，迪拜电力和供水机构与阿布扎比未来能源公司正式签署了迪拜光伏园第三期800MW项目的购电协议，成交价格为0.299美分/千瓦时，创下彼时全球最低光伏价格纪录。2017年，沙特阿拉伯北部某省300MW光伏项目最低中标电价约为0.12元人民币/千瓦时，再创新低。
“如果IPP电价低，成本会被转移到承包商和组件企业上，将利润空间压得越来越低。有些承包商为了业绩，甚至不要利润去做项目。”某位不愿具名的行业人士对记者说，这是“很恐怖”的事情。
据了解，风险管控能力是光伏EPC企业的另一弱点。境外投资项目交易模式、交易文件复杂，一些EPC企业自身负债率高、融资能力不足，缺乏海外投融资人才，导致光伏EPC企业面临向境外投资转型的结构性风险。
“外国土地多为私有制，征地困难，且当地政府一般支持力度较差，尽可能多跟持有方签订长时间的合约。最容易产生的问题之一是设备采购，很多新兴市场原料储备不足，要做好准备前期。很多电力公司是私有制，价格、损害赔偿都要事先谈好。绝大部分海外项目必须保证一次性通过试运行，不会给调整时间，一定要保证质量。”TüV北德员工朋泰彧也谈到了光伏海外项目风控要点。
此外，受访人士建议，不同国家之间项目标准差异大，政策风险和汇率风险也都是值得反复推敲和注重的地方。
柜台开通流程，携带有效身份证件及银行卡前往当地银行网点，填写一张业务办理的申请单，在申请的办理业务一栏选择短信提箱，并附上需要绑定的用于接收短信的常用手机号，提交银行卡、身份证原件、业务申请单，根据要求输入手机号码及验证码，即可开通短信提醒业务。
保险是风险管理的基本手段，是金融体系和社会保障体系的重要支柱，也是一种在满足合同条件时，合同约定的可能发生的事故因其发生所造成的财产损失承担赔偿保险金责任，或者被保险人死亡、伤残、疾病或者达到合同约定的年龄、期限等条件时，保险人向被保险人支付保险金的行为。
保险，在经济上是分摊事故损失的财务安排，法律上是一方同意补偿另一方损失的合同行为，社会上是社会经济保障制度的组成部分，风险管理上是基本方法。
分布式光伏发电项目由于不受规模指标限制，日益受到投资业主的青睐。然而，光伏电站是重投资，运行期要25年。在25年的电站运营过程中，屋顶业主方可能出现破产、被司法机关查封，或者将屋顶抵押出售等情形。这些情况，对于光伏电站来说无疑都是埋藏的“地雷”。本文总结了在选择分布式屋顶时，投资商必须确定的4个事项和建议明确的1个问题。必须确定一：房屋本身合法，无被拆除、禁用风险
依据相关法律，面临被拆除或被禁止使用的几种情形：未取得建设工程规划许可证或者未按照建设工程规划许可证的规定进行建设未经消防验收或消防验收不合格建设单位在竣工验收过程中存在违反国家有关建设工程质量管理规定行为如何规避风险：承租人在签署租赁合同之前，应首先要求房屋业主提供四证：建设工程规划许可证，竣工验收证明，消防验收证明，房屋产权证明。
屋顶租赁合同签署前，房屋未被抵押、查封。根据相关法律，发生以下两种情形，屋顶租赁合同将无法履约：在签署屋顶租赁协议前，房屋已经被抵押。债务到期，屋顶业主(抵押人)还未清偿债务，债权人对其拍卖、变卖导致所有权发生变化房屋在出租前已被人民法院依法查封的。
如何规避风险：建议承租方在签订屋顶租赁协议前，前往当地的不动产登记部门对出租方提供房屋、土地的产权进行调查，了解房屋、土地上是否存在抵押权。在屋顶租赁协议或能源管理协议中增加因抵押权人实行抵押权的特别赔偿条款或者与抵押权人约定在其行使抵押权后继续维持租赁合同效力。一旦发生“拍卖”、“查封”等意外，下述2种情况，屋顶租赁人可以证明房屋租赁协议签署在房屋产权变动之前，可以“买卖不破租赁”为由，要求新产权所有者继续履行租赁合同。
光伏(Photovoltaic)：是太阳能光伏发电系统(Solar power system)的简称，是一种利用太阳电池半导体材料的光伏效应，将太阳光辐射能直接转换为电能的一种新型发电系统，有独立运行和并网运行两种方式。
同时，太阳能光伏发电系统分类，一种是集中式，如大型西北地面光伏发电系统一种是分布式(以>6MW为分界)，如工商企业厂房屋顶光伏发电系统，民居屋顶光伏发电系统。
截至2020年我国光伏市场累计装机量为253GW，新增装机量为48.2GW。2020年我国光伏新增装机中集中式装机32.7GW，我国光伏市场并网装机主要集中在Q4，2020年Q4并网装机为29.4GW。
截至2020年我国光伏市场累计装机量为253GW，新增装机量为48.2GW
截至2020年我国光伏市场累计装机量为253GW，2020年新增装机量为48.2GW，同比增长60%。2020年我国光伏发电量为2605 kWh，同比增长16.2%，占总发电量比重3.5%。
2020年我国光伏新增装机中集中式装机32.7GW
2020年我国光伏新增装机容量为48.2GW，其中集中式装机32.7GW，分布式装机15.5GW。
我国光伏市场并网装机主要集中在Q4，2020年Q4并网装机为29.4GW
2019-2020年期间我国光伏市场并网装机主要集中在Q4，2020年Q4我国光伏市场并网装机为29.4GW，远大于Q1-3装机容量。
2020年1-11月我国户用光伏市场装机量总体呈逐月增长态势，装机容量集中在Q4。2020年11月我国户用光伏市场装机量为3497MW，远高于其他月份。
2020年我国光伏制造端中国多晶硅产量为39.2万吨，电池片产量为134.8GW，硅片产量为161.3GW，组件产量为124.6万吨。
—— 以上数据及分析均来自于前瞻产业研究院《中国光伏发电行业市场需求与投资战略规划分析报告》。
*ST海润近日发布公告称，已经与中国康富国际租赁股份有限公司进行融资租赁业务，融资金额不超过1.9亿元人民币。
作为另一家号称将打造吉瓦级光伏电站业务的上市公司，彩虹精化近日在其发布的中报中表示，公司已与中建投租赁有限责任公司、中广核国际融资租赁有限公司合作开展光伏电站的融资租赁业务。
据不完全统计，自今年以来，融资租赁业已经为光伏行业提供了约15亿元的融资支持。
“鼓励融资租赁公司在飞机、船舶、工程机械等传统领域做大做强，积极拓展新一代信息技术、高端装备制造、新能源、节能环保和生物等战略性新兴产业市场，拓宽文化产业投融资渠道。”
在此前国务院办公厅发布的《关于加快融资租赁业发展的指导意见》中，新能源则位列受鼓励的融资租赁项目之列。
不过，从一些业内人士的反馈来看，对于光伏电站而言，在发展融资租赁方面也包含着一些明显的弱势。其中，不利因素主要集中在限电、电价补贴拖欠等影响现金流的方面。这也导致融资租赁业务在具体的操作思路上，与银行等金融机构并无太大的差别。而这种仍然需要担保为主的操作方式，可能对整体改善光伏行业的融资困境并无太大的助益。
融资租赁大热
根据*ST海润的公告，其全资子公司拟用部分机器设备及产品为柯坪海鑫光伏发电有限公司与中国康富国际租赁股份有限公司进行融资租赁业务，融资金额不超过1.9亿元人民币，公司拟为全资子公司的融资租赁业务提供连带责任保证，担保期限为10年（如被担保人股权发生股权转移，则担保责任至股权转移完成后解除）。
此前，*ST海润已经为其另一全资子公司合肥海润光伏科技有限公司提供了融资租赁担保协议，后者拟将部分自有机器设备与安徽中安融资租赁股份有限公司进行融资租赁业务，融资金额不超过8，000万元人民币，公司拟为全资子公司的融资租赁业务提供连带责任保证，担保期限为3年。
资料还显示，除了海润光伏外，今年以来，通过融资租赁进行融资的还包括联合光伏、英利等。其中，联合光伏分别在今年的4月和6月为其旗下电站，签订了两笔各3亿元的融资租赁协议。
此外，科陆电子也为其旗下的电站通过融资租赁获得了4.5亿元的融资。
风控难题
进一步的信息来看，联合光伏在今年4月份为其下属电站订立的融资租赁利率为6.49%，而在6月份签订的同样是3亿元的融资金额的利率则为6.215%，较此前有所下降。
根据科陆电子发布的公告，其下属全资子公司科陆能源的控股子公司杭锦后旗国电光伏发电有限公司拟将其设备以“售后回租”方式与中信金融租赁有限公司办理融资租赁业务，融资金额不超过人民币40000万元，融资期限为不超过8年，租赁名义利率6.3845%，租赁服务费每年1%，分期收取。
在今年八月份召开的国务院常务会议上，提出了确定加快融资租赁和金融租赁行业发展的措施，并提出鼓励融资租赁公司积极拓展新能源、节能环保等战略性新兴产业市场。
据不完全统计，自今年以来，融资租赁业已经为光伏行业提供了约15亿元的融资支持。
不过，对于光伏电站的融资租赁而言，也存在着一些困扰因素，尤其是在存在限电、补贴拖欠等情况下，寻找到较好的风险控制方式和手段，则至关重要。
华能天成融资租赁公司市场化业务总经理许飞表示，相对于银行抵押贷款，融资租赁的融资成数（融资租赁款投放额与租赁资产账面净值的比例）更高，有的可达到9成以上因此对资产风险的管理要求也更高。
与此同时，具体到光伏项目而言，其回收期较长，但是融资租赁机构不可能实时去跟进项目。如果出现限电、补贴不及时或其他极端情况时，原有的风险收益测算模型未必能充分体现整个项目的收益情况。
稍作分析不难发现，不论是从上述企业的具体融资租赁合约来看，还是鉴于融资租赁本身的特殊性而言，在具体的业务开展中，都仍然在延续此前固有的操作思路，需要有实力的公司作为担保，并且在电站的融资评估中，也是以组件等设备的估值为主。
这种并没有任何突破的操作方式，可能仅仅是帮助光伏电站增加了一个融资渠道，对改善行业整体融资困境可能并无太大助益。
