中國已連續兩年新增裝機排名第一，在累計裝機量上今年超越德國，成為新的光伏霸主。放眼未來，我國仍將是全球最主要的增量市場，2020年末裝機100GW的原目標將大概率突破。我們預計“十三五”規劃目標將大幅上調，未來五年我國光伏裝機增長存4倍以上空間，高增長確定性極高。在如此形勢之下，讓我們深度剖析當下光伏產業鏈，發掘在新時期光伏產業將面臨何種問題？將如何劃定發展方向？
一、我國光伏上游產業鏈分析
1.1、多晶硅產業鏈最上游
是太陽能晶硅制造，這個環節技術門檻高，具有一定壟斷性。我國多晶硅產業基本上是2005年以來在我國光伏產業發展的推動下才逐步發展起來的，一路經過產能過剩、淘汰兼并，行業集中度不斷提升。
1.1.1、產業現狀
在多晶硅產量方面，2014年我國呈現井噴的狀態，生產量13.6萬噸創歷史天量，同比增長57.1%，已占全球總產量的43%。2014年我國多晶硅生產企業達到18家以上，產能利用率較去年大幅度提升，達到84.6%。
由于國內裝機需求的旺盛，多晶依賴進口的局面依然存在，2015年上半年進口6萬噸，同比仍大幅增加。在進口地方面，韓國、德國和美國占據了85%的份額。其中韓國以35%居首，主要原因為我國對韓國主要公司征收的反傾銷稅率較低。
在價格方面，進口多晶硅價格滑落至16.66美元/Kg的水平，現貨價格比國內低5~15元/Kg左右，低價對國內多晶硅企業的沖擊顯而易見。因此國內廠商不得不降價以與進口多晶硅競爭固定的市場份額。如今120元/Kg左右的出廠價使得多數企業掙扎在盈虧平衡點附近，且已直逼國內一線企業的生產成本，形式不容樂觀。
圖表25：多晶硅價格走勢
1.1.2、競爭格局
多晶硅生產的核心技術長期掌握在美、德、日、韓的七家傳統外國企業手中，包括REC、Hemlock、Wacker、MEMC等，形成寡頭壟斷的格局。國內的一線企業依靠國內裝機需求巨量的天然優勢，以及及時跟進的技術創新，同樣有幾家躋身前列，包括江蘇中能（保利協鑫控股），特變電工，大全新能源，亞洲硅業。從2013年的產量看，美國Hemlock、挪威REC、德國Wacker、韓國OCI、江蘇中能五大巨頭加起來總占比超過83%。
在國內，目前生產多晶硅的企業約有18家，行業集中度較高，前十家產量占比達到91%，前五家占比達到77%。其中，江蘇中能為龍頭企業，憑借技術優勢及產能優勢，產量接近中國總產量的50%。
表格12：2013年全球多晶硅產量排名 表格13：2014年國內多晶硅產量排名
1.1.3、發展趨勢
目前，全球多晶硅生產的工藝主要有改良西門子法（Siemens）、流化床法（FBR）、硅烷法、冶金法和氣液沉積法。其中改良西門子法為目前的主流方法，占83%的市場份額。根據ITRPV的預計，未來流化床法FBR將逐步取代改良西門子法的份額，因其在成本控制上的潛力。流化床技術與改良西門子法相比，具有如下優點：1.占地少，投資較小，建設期短；2.生產速度快，效率高；生產過程節能，耗電量少；3.可連續，無間斷生產；4.產品質量穩定，并可實時檢測；5.生產過程實現模塊式運行，可根據市場需求調整生產規模。目前流化床法的運行成本已經可以低至12美元/Kg，而根據產業界的估計，在未來3~5年內有望低至7-8美元/Kg。
國內企業中，江蘇中能已率先突破硅烷流化床法技術，首套2.5萬噸硅烷流化床法多晶硅項目已于2014年9月建成投入試生產。而國外多晶巨頭也開始采取用FBR技術轉讓的形式與國內企業合資辦廠，如陜西天宏已與美國REC公司設立了2萬噸產能的合資公司，預計于2016年達產。
目前國內領先的多晶硅生產企業，每千克成本大約在14.76美元左右，已達到國際領先水平。但技術劣勢仍是大多國內企業的軟肋，多晶硅市場持續受到美國、韓國和德國的低價多晶硅沖擊，市場價格持續下滑。若想搶占進口多晶硅市場的份額，長期來看通過技術創新降低生產成本是唯一的方法。意在停止多晶硅加工貿易進口的“58號文”只能保護國內上游企業一時，若技術得不到及時跟進，長期來看仍將受到國外先進企業的壓制。
圖表28：國內領先企業多晶硅生產成本
1.2、硅片
硅片為多晶硅的下游工序，與多晶硅環節不同，該環節為資本密集型，技術含量不高，產品工藝與投入設備相關，可分為單晶硅片和多晶硅片。
1.2.1、產業現狀
我國是硅片制造大國，2014年產量達37.4GW，近88億片，占全球總產量的76%。其中，約四分之一的產量出口，出口地主要為中國臺灣、韓國和東南亞地區。在結構方面，單晶硅片的占比從2013年的41.6%上升至2014年的43.2%。
單、多晶片價格走勢在過去一年中穩中帶降，主要源于上游多晶硅價格的下降。
1.2.2、競爭格局
我國硅片產業在上一輪去產能周期中已洗牌充分，目前競爭格局基本穩定。集中度同樣較高，前十家企業產量占比77%，前五家占比達到58%。
在全球硅片產量前十的企業中，我國共占8家。其中，多晶硅片一線企業主要包括保利協鑫、賽維LDK、宇峻等；單晶硅片一線企業主要為隆基股份、中環股份、卡姆丹克、晶龍集團和陽光能源五家企業，其在全球市場合計占約三分之二的份額。
1.2.3、發展趨勢
在單晶鑄錠技術方面，由于直拉法的成本更低且已足夠達到光伏電池的純度需求，因此預計今后仍將大比例沿用直拉法。但若未來單晶高效電池逐步成為主流，區熔法的比例也將提高。
表格14：單晶鑄錠直拉法與區熔法比較
在切片技術方面，目前的主流仍然是砂漿切割（Surry-based），而金剛線切割（Diamondwire）由于更高效率的優勢也開始逐步普及。根據ITRPV的預測，到2025年左右金剛線切割的市場份額將超過砂漿切割。
我國主要的單晶硅片企業均已完成金剛線切割技術的引入，而多晶硅片的龍頭保利協鑫也已開始引入金剛石切割技術?？傮w來看，硅片環節技術化差異并不大，以量取勝的我國企業在未來幾年仍能占據全球前列。
二、我國光伏中游產業鏈分析
2.1、電池片
將硅片加工為電池片，是實現光電轉換最為核心的步驟。此環節是資本和技術雙密集型行業，要求企業及時跟進最新的電池制造技術以提升電池效率。我國的電池片產業起步較早，為傳統優勢行業，從2005年開始，尚德、中電光伏等一批優秀企業就已登上世界舞臺。
2.1.1、產業現狀
2014年我國共產電池片33.5GW，同比增33.5%。中國大陸與中國臺灣占據了全球近80%的份額；此外東南亞也有約10%的份額，主要是因為我國企業為規避歐美貿易壁壘而新增東南亞地區的產能。33.5GW中約三分之一于國內安裝，其余轉為出口及庫存。
圖表33：我國歷年電池片片產量 圖表34：2014年全球電池片產量分布
在光伏電池種類方面，晶硅電池牢牢占據90%左右的份額。而在晶硅電池中，多晶硅仍為主流。2014年我國產出的電池中，多晶與單晶電池占比在87：13左右，而全球比例約為66：33。造成這一差異的原因為我國光伏終端應用以地面電站為主，成本更低的多晶電池占主導；而國外以分布式的屋頂電站為主，因此更高轉換效率的單晶電池更適用。
2.1.2、競爭格局
全球產量排名前列的電池片公司主要在亞太地區。我國的企業主要包括：英利、天合、韓華、晶澳、晶科、海潤光伏、江蘇林洋新能源、拓日新能等公司；臺灣企業主要包括：新日光、茂迪、昱晶等；日本廠商如三洋電機、三菱電機等同樣在擴張產能。此外，隨著光伏企業垂直一體化戰略的發展，很多組件企業同樣配備了電池片的產線。總體來看，我國企業雖具備產量優勢，但技術研發落后于世界先進企業。
2.1.3、發展趨勢
光伏電池的轉換效率為電池企業的核心競爭力。因此，只有不斷提升研發投入和跟進先進技術的企業，才能在競爭激烈的電池行業屹立不倒。在過去的5年中，無論是單晶還是多晶電池，都保持了約每年0.3%效率的提升，2014年我國企業的單晶平均效率已達19.3%，多晶硅達17.8%。
未來效率的提升會顯著放緩，技術的進步主要依靠制備技術的更新換代。目前，具備大規模生產應用基礎的高效電池技術包括PERC電池技術以及HIT電池技術，此外鈣鈦礦電池作為科研界的明星同樣被業界看好。
1）PERC電池技術
PERC技術是指在電池的背電極與體層間添加一個電介質鈍化層（一般為三氧化二鋁、二氧化硅或氮化硅）來提高轉換效率。由于標準電池結構中更高的效率水平受限于少數載流子的復合，PERC電池最大化跨越了P-N結的電勢梯度，這使得電子更穩定的流動，減少了復合，因此能夠得到更高的效率水平。
截止2014年2季度，P型單模塊PERC電池的實驗室效率為19.8%到20.4%，而傳統的P型多模塊生產線的效率在17.2%到17.8%范圍內，可以看出PERC電池效率的優勢。當然，其更高的每瓦造價（約傳統電池的1.5倍）為主要挑戰，未來有望通過產量的激增攤薄成本。
目前，國外企業如新日光能源、SunEdition、Winaico等已開始運用PERC技術大規模生產電池，我國大部分企業已落后，僅晶澳、樂葉等一線企業在積極引入此技術。
2）HIT電池技術
HIT電池的特征是以光照射側的p-i型a-Si：H膜（膜厚5～l0nm）和背面側的i-n型a-Si：H膜（膜厚5～10nm）夾住晶體硅片，在兩側的頂層形成透明的電極和集電極，構成具有對稱結構的光伏電池。其優勢為：
（1）低溫工藝。所有的制作過程都是在低于200℃的條件下進行，這對保證電池的優異性能和節省能耗具有重要的意義。
（2）高效率。HIT電池的特殊結構能夠大大降低表面、界面漏電流，從而提高電池效率。目前松下公司研發的HIT電池實驗室效率已達25.6%，組件效率也已達19.4%，比PERC技術更為優秀。
（3）高穩定性。HIT電池不會出現類似非晶硅太陽能電池轉換效率因光照而衰退的現象；其溫度穩定性也更好，與單晶硅電池-0.5%/℃的溫度系數相比，HIT電池的溫度系數可達到-0.25%/℃，使得電池即使在光照升溫情況下仍有較好的輸出。
（4）低成本潛力。HIT電池的厚度可以薄至100微米，為傳統電池的一半厚，并且允許采用低純度的廉價襯底。
圖表40：HIT電池結構
日本松下在HIT電池的技術上遙遙領先，已在7月10日正式啟用全日本最大的HIT太陽能發電站，裝機容量為1.8MW，共使用6240組效率為18.8%的組件。
3）IBC電池技術
IBC（Interdigitated back contact指交叉背接觸）電池，與常規電池的最大不同在于，常規電池的正負極分別在電池的迎光面和背光面，而IBC電池的正負電極均在電池片的背面，完全看不到多數太陽電池正面呈現的金屬線，不僅為使用者帶來同等面積更大的發電效率，且看上去更美觀。IBC電池的核心問題是如何在電池背面制備出質量較好、呈叉指狀間隔排列的P區和N區，由于技術難度較大、設備復雜，因此制備成本高，至今沒有實現大規模應用。
IBC電池的世界效率為25%，由美國sunpower公司保持。國內企業中，天合光能走在前列，其與澳大利亞國立大學聯合開發的IBC電池實驗室電池效率達到了24.4%；獨立研發的156mm×156mm（6英寸）大面積IBC電池轉換效率最高達22.94%，平均轉換效率達到22.7%。目前，天合光能正在建設IBC電池中試示范線，其電池轉換效率平均在21.5%以上。目前IBC電池只在一些特定市場中有應用，如一些對轉換效率有較高要求的地方，未來仍需進一步開發低成本制造技術。
4）鈣鈦礦電池
鈣鈦礦電池是指用鈣鈦礦結構的材料（如CH3NH3PbI3和CH3NH3PbBr3等）作為吸光層的太陽能電池。從2009年到2014年的5年間，其光電轉換效率從3.8%躍升至19.3%，提高了5倍，且理論轉換極限達50%。鈦礦太陽能電池不僅轉換效率有明顯優勢，制作工藝也相對簡單。實驗室中常采用液相沉積、氣相沉積工藝，以及液相/氣相混合沉積工藝制作。因此，更便宜、更容易制造的鈣鈦礦太陽能電池，很有可能改變整個太陽能電池的格局。今后，它的發電成本有可能會比火力發電更低。
根據ITRPV的預測，未來PERC技術和硅異質結技術（HIT/HJT）技術將逐步取代如今的傳統鋁背場（BSF）技術成為主流。此外，背接觸電池（backcontact）由于能夠省去表面的柵線電極而吸收更多的陽光，應用前景同樣廣闊。我國電池片企業在電池技術的創新上任重而道遠，盲目擴張產能而不注重研發投入的覆轍切不可再重蹈。
圖表43：光伏電池技術發展趨勢預測
組件生產較電池片相比技術含量稍低，為勞動密集型行業。我國的勞動力成本相對低廉，因此組件環節是我國最有競爭力的環節，也是受貿易壁壘最為嚴重的環節。
2.2.1、產業現狀
2014年全球近三分之二的光伏組件產自中國大陸，再加上我國臺灣地區及東南亞地區的內資企業出貨量，實際產自我國企業的組件量占近80%。自產的35GW中，約四成左右出口。其中日本和美國占大頭，歐盟國家以荷蘭和英國為主；此外印度、菲律賓、智利等新興國家需求正增加，一定程度上優化了我國組件的出口結構，減少對歐美國家的依賴。
圖表44：我國歷年組件生產量 圖表45：2014年全球組件產量分布
從2011年以來，我國光伏產品的出口頻遭歐美等國家“雙反”，貿易摩擦不斷。究其原因，人工成本、土地成本、稅收成本等前期投入較少是中國制造業一貫具備的優勢，因此中國光伏組件較歐美企業產品價格低；為保護本國組件企業，歐美國家就借機實施對我國組件企業的“雙反”。為應對“雙反”的困境，一方面我國企業加緊海外建廠進度，以躲避貿易壁壘；另一方面，我國商務部也展開了對上游多晶硅出口國家的“雙反”以做回應。
2.2.2、競爭格局
我國組件企業在全球占絕對優勢，只有夏普（日本）、FirstSolar（美國）等少數企業在成本上可與中國公司競爭。
在國內的競爭中，一線企業與中小企業的分化較為嚴重。2014年國內前十家企業產能利用率近90%，盈利改觀明顯；而中小企業平均產能利用率不足50%，盈利水平在平衡線附近。主要原因為下游電站開發商在組件采購中對中小企業的持續競爭能力以及質保水平存疑，因此青睞一線企業的組件。此外，一些小企業依靠給一線企業做第三方代工而存活，隨著一線企業產能的擴張，這些小企業將逐步淘汰。截止2014年，我國組件前十家企業產量占比為56%，行業集中度有進一步上升空間，組件產業的洗牌還將繼續。
2.2.3、發展趨勢
目前全球組件產能總體過剩。2014年全球組件產量約53GW，安裝量為40GW，過剩約25%。按照歐洲光伏行業協會的預測，悲觀情景下2015~2018年全球光伏裝機每年新增約35~40GW，樂觀情境下每年新增約55~70GW。我們預計，若中國“十三五規劃”目標裝機仍為100GW，則未來三年全球每年裝機40~45GW概率較大；若中國提高十三五末目標至150甚至200GW，需求量才有望超55GW。組件產量過剩的情況仍將在未來三年內存在。因此組件價格將繼續承壓，總體呈下降趨勢。組件制造商的競爭策略可分為低價與高轉換效率兩個方向。
低價的優勢來源于人工成本、土地成本等“軟”實力，而比低價更重要的是要提升轉換效率這一技術“硬”實力。今年6月工信部與國家能源局、國家認監委聯合印發《關于促進先進光伏技術產品應用和產業升級的意見》，要求多晶組件效率不低于15.5%，單晶不低于16%；而入選“領跑者計劃”的組件，多晶不低于16.5%，單晶不低于17%。此項計劃有利于我國光伏產業進行技術升級，淘汰落后的過剩產能。
三、我國光伏下游產業鏈分析
光伏的終端應用主要為小型分布式電站和大型地面電站，除了光伏組件外，還需逆變器、變壓器、電纜等配套設施，參與企業主要分為EPC商及運營商。產業鏈下游為資本密集型行業，裝機量的不斷增長依賴持續不斷的資金投入。
3.1、發展現狀
我國是近年全球光伏裝機的絕對龍頭，已連續三年新增裝機排名第一。目前我國已累計裝機28.1GW，預計將在今年超越德國，成為全球累計裝機第一的國家。
圖表48：2014年各國光伏新增裝機量占比 圖表49：我國光伏裝機量發展情況
近幾年來，電站裝機成本已顯著下降，主要受益于占裝機總成本近半的光伏組件價格的下跌。目前國內總裝機成本已降至約8元/W，而目前的標桿電價是在裝機成本為10元/W的基礎上定的（按照光照條件將國內光伏電站補貼分為三類地區，分別實行0.9，0.95，1.00元/度的標桿電價，分布式電站統一補貼0.42元/度），因此目前電站運營的收益率較高。
根據我們的光伏收益財務模型，按照目前條件在III類資源區建設一個中型光伏電站，其自有資金內部收益率在12.0%左右，資金靜態回收期約7.5年。而貸款比例的提升、造價成本的降低以及貸款利率的降低（考慮到目前所處的降息周期），都將提升項目的盈利性。綜合來看，25年年均12.0%的收益率，電站運營的回報已相當可觀。
在光伏電站裝機火熱的大背景下，一些問題也開始顯露出來：
1）補貼拖欠問題。按照15年上半年的數據，15家運營商的補貼拖欠額度已超過100億。主要原因是可再生能源補貼無法應收盡收以及補貼發放程序過于復雜，企業拿到補貼的時間可能超過一年半。
2）電網通道建設落后，限電問題嚴峻；
3）土地稅問題。各地政府對于土地稅征收標準差異過大，亂征現象造成嚴重不公平，將造成開發運營企業的收益率難以保障。
對于以上問題，我們認為政府部門會從以下環節入手解決：
1）對于補貼無法及時發放的問題，我們認為開源和節流是解決之道。在開源上，可再生能源電價附加可能會提高（目前為1.5分/度電），以解決可再生能源基金相對匱乏的問題，從“以收定支”變為“以支定收”；同時補貼發放程序將會簡化，縮短運營商回款周期。在節流上，我們認為標桿電價在”十三五”期間可能會下調，但幅度不會太大，預計在10%~20%之間，以匹配裝機成本的下降。
2）統籌大規模光伏基地與電網通道建設的規劃，以保障順利并網；同時加大對可再生能源的優先調度力度，盡快出臺可再生能源配額制。
3）從國家層面出臺光伏企業土地使用稅政策，避免各地征收不均。
3.2、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，進入壁壘比較高，企業不但需要有雄厚的資金實力，還需要有連續的項目開發能力（路條獲取等），因此大型國企的競爭優勢比較突出。但民營企業依靠自身靈活多變的機制，強大的執行力，以及通過上市公司融資平臺，同樣能夠在競爭中躋身前列。在2013年裝機前十中絕大多數為國企，而在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年裝機規模都超過了400MW，占據了Top10中的三席，Top20中民企已過半數。未來，隨著融資渠道的拓寬，我們預計民企在電站運營方面將占據更重要的地位。
3.3、發展趨勢
由于日照資源、土地租金等因素，我國大型光伏地面電站主要集中于新疆、甘肅等省區；然而這些地區對于光伏電力的就地消納能力不足，電力必須經高壓輸電線路傳輸至東南部，由于電網傳輸能力有限，棄光限電現象時常出現。而東部地區用電需求量大，但閑置土地較少，用地成本也較高，不適宜建設地面電站。因此，未來的發展方向應是充分挖掘屋頂資源，大力發展分布式發電。政府、企業、商業樓宇、住戶等可以通過第三方投資或自行建設的方式建造分布式電站以獲取投資收益。
表格23：2014年我國光伏運營商裝機前二十
然而在現實建設過程中，分布式遇到了一系列阻力，包括屋頂落實難、電費回收困難、融資難度大等。我們認為，我國分布式發展落后于歐美的另一重要原因為我國電價水平較低：按照自發自用余電上網的模式，分布式收益為：（自發自用比例×本地電價+分布式光伏發電國家補貼+上網比例×脫硫燃煤收購電價）×全部發電量。理論上居民或企業的用電成本越高，分布式的相對收益越大。因歐美國家的電價水平比我國高，所以用分布式發電的動力更強。
我們認為，在我國光伏發電度電成本降至居民用電價前，新建電站仍將以地面電站為主。而新建分布式電站也會以工業屋頂為主，因我國工業電價比民用電更高。至2020年后，隨著我國西北部地區地面電站的逐漸飽和，以及光伏平價上網的條件達成，分布式光伏將迎來發展高潮階段，配合儲能技術的成熟，東部及南部地區將興起建分布式電站的熱潮。
隨著光伏電站累計裝機規模的擴大，電站后服務市場也將迎來高速發展階段。我們認為，智能化運維，再融資服務，質量評級服務，保險服務等市場將依次崛起，先放量的市場為后成立的市場服務。
首先是智能化運維市場。電站質量是一切后續服務的前提，通過智能化運維，運營企業可用軟件實時監控設備故障和安全風險等問題，最大化實現電站的發電效益。目前的運維市場已經開始預熱，華為與木聯能兩家企業走在了最前端，通過與多家運營商合作搶占了目前的存量市場。
其次是質量評級服務，通過對光伏電站的選址、運維質量、系統性能、設備質量和安裝質量等多個維度的考核對單個光伏電站進行質量分級。有效的評級能夠增進保險機構與投資者對電站的了解和信心。目前市場上還未出現有較強公信力的電站評級機構或企業，但依照產業的發展邏輯，未來一定會出現光伏界的標普、穆迪與惠譽。
然后是電站保險服務，通過為企業轉嫁因自然風險、意外事故、人為事故導致的物質損失；因太陽輻射量不足導致的發電量減少所造成的電費收入損失。保險服務能夠增進投資者的信心，從而切實有效的解決企業融資難、資產證券化過程中商業模型確定性問題。目前安邦財險已介入此領域，推出光伏電站綜合運營險。
最后是再融資服務，可為已并網的電站設計各類金融產品，有效連接有理財需求的客戶與有資金需求的運營商，從而盤活電站存量。再融資服務離不開運維、評級與保險服務的支持，因此我們預計此塊業務將最后成熟。未來，市場上將出現越來越多的類“綠能寶“理財產品。
四、投資機會梳理
4.1、上游：技術為王
多晶硅企業的盈利受多晶硅市場價格的波動影響較為敏感。自去年11月以來，國內多晶硅市場價格跌勢不止，從161.5元/Kg降至今年7月底的116.0元/Kg，跌幅近30%，已跌至非一線企業的盈虧平衡線以下。且目前庫存仍充足，在短期內預計反彈概率較低，上游企業盈利難言樂觀。
4.2、中游：期待革命性突破
我國電池片、組件企業目前處于“薄利多銷”的盈利情況，產能相對過剩。并且產業鏈中游是“雙反”重災區，出口承壓較大，更易受“黑天鵝”影響。2012年以來，由于內需的擴張以及日、美市場的崛起，一線組件企業回暖態勢明顯，毛利率由2012年的0%左右回升至2014年的15%~25%。我們預計未來組件毛利率將維持在10%~20%區間，直到具有突破性的新電池技術出現。我們將密切關注PERC、HIT、IBC以及鈣鈦礦電池的科研進展及產業應用情況。
圖表59：一線組件企業毛利率情況
4.3、下游：唯快不破
在電站運營環節，目前處于“跑馬圈地”的擴張階段，對于運營商來說，搶在電價補貼下調前累積盡可能多的光伏裝機是關鍵。
五、風險因素
（1）貿易爭端加劇的風險；歐美國家對我國光伏企業實施的“雙反”政策，將嚴重影響電池片、組件等產品的出口。
（2）產能過剩的風險；我國多晶硅及其余光伏產業鏈產品產能較為過剩，若遇到內需不振、出口受阻等情況，將波及全產業鏈企業。
（3）限電率上升的風險；雖然我國西部地區將逐步完善高壓電網建設，但短期內仍面臨棄光限電的風險。
（4）補貼拖欠的風險；隨著我國風電、光伏裝機容量的進一步增加，可再生能源補貼將面臨缺口，加上復雜的發放手續，運營企業可能面臨補貼拖欠的風險。
（5）標桿電價再下調的風險；隨著裝機成本的下降，為維持電站運營商合理的利潤率區間，國家可能再度下調度電補貼，這將影響項目的收益率。
京公網安備 11010502049343號