每經記者江然發自成都 在政府強力推進以及產業自然蛻變的大背景下，本輪結構調整的力度和深度前所未見，并將對未來中國的產業格局構成深遠影響。盡管經濟結構調整等多重因素導致我國經濟增速下滑，但中央適時、適度推出的一系列微刺激政策，讓經濟增速“下限”得以保全，為中國經濟大轉型提供了堅實的基礎。 在“微刺激、大轉型”的宏觀經濟背景下，為了解當前熱點行業最新動態、演進路線、機遇風險，《每日經濟新聞》分布在全國各地的四十多名記者深入工廠、礦山、醫院、港口、市場、研究機構、實驗室，從產業一線獲得了大量當前實體經濟的珍貴信息，并據此制作出了“微刺激大轉型——2014焦點行業生態調查”專題報道。今天推出第一期——光伏地面電站。 《《《 現象篇 成本政策“兩輪”驅動資本搶灘光伏電站 每經記者江然發自成都 國內光伏發電市場將迎來爆發式增長。 隨著各項補貼政策落地、上游產品成本大幅下降，中國光伏行業已由過去的產品制造走向裝機階段。在分布式發電尚未完全成熟的情況下，地面電站憑借模式相對成熟、現金流穩定等優勢，成為光伏產業鏈中最受益的環節，引得各路資本為之折腰。 截至2013年底，全國22個主要省市區已累計并網741個大型光伏發電項目，主要集中在西北地區。據《每日經濟新聞》記者不完全統計，僅在2014年7月，上市公司公布的在建或擬建光伏電站項目至少10個，規模達1.1GW。 不過，資本青睞光伏電站的同時，不得不面對“資源稀缺”的現狀。據《每日經濟新聞》記者了解，由于國家能源局規劃2014年地面電站新增裝機量僅為6GW，目前各地路條發放趨緊，上半年裝機情況并沒有達到預期。 上市公司扎堆投資光伏電站/ 7月30日，樂山電力發布消息稱，將與國際光伏巨鱷SunPowerCorporation、中環股份，以及有政府背景的兩大投資方四川發展（控股）有限責任公司、天津津聯投資控股有限公司合作，擬在四川省開發建設裝機容量為3GW的高效光伏中心項目，其長期目標是開發建設超過約10GW的裝機容量。 而就在半月前，中利科技（002309，SZ）也發布公告稱，旗下子公司寧夏中利騰暉收到寧夏發改委出具的相關光伏發電項目登記備案通知，該項目位于石嘴山，規模為100MW；7月18日，隆基股份（601012，SH）公告顯示，旗下全資子公司同心隆基收到寧夏發改委通知，同心隆基30MW光伏電站項目符合登記備案條件，予以登記備案。 不斷向下游延伸產業鏈、大手筆投資光伏地面電站的還有愛康科技(002610，SZ)。繼6月底剛宣布計劃斥資不超過8.5億元建設甘肅金川光伏電站后，愛康科技近來又出資1000萬元收購新疆一家光伏企業。 除了民營資本，國有資本亦鐘情于光伏電站。今年3月，航天機電(600151，SH)發布公告稱，擬對旗下兩個電站項目增資2.72億元。這已是近一年來，航天機電第10次公告宣布投資及增資光伏電站項目，涉及總金額超過20億元。 投資界認為，光伏產業由制造邁入裝機環節，下游地面電站需求已進入增長階段。 光伏電站需求爆發的背后，是政策引導與成本下降兩大推手。 據《每日經濟新聞》記者統計，自2013年7月至2014年4月，國內新增光伏行業政策至少17條。通過明確標桿電價補貼20年、補貼資金按季撥付按月結算、增值稅即征即退50%等具有針對性的政策，光伏電站未來收益的不確定性大大減弱，也刺激了更多資金進入光伏電站領域。2013年，全國新增并網光伏發電達11.3GW，中國一躍成為全球最大的光伏終端市場。 除了政策拉動以外，制造環節成本的不斷下降，亦為國內光伏發電市場的形成奠定了良好的基礎。據瑞銀證券統計，多晶硅價格從2008年的400多美元/公斤一度下滑至20美元/公斤以下，未來數月還將保持該價格水平；組件價格則從4美元/瓦下滑至目前的0.6美元/瓦左右。 “在多晶硅、組件等成本降下來之后，國家開始給上網電價補貼。”國金證券新能源電力設備高級分析師姚遙告訴《每日經濟新聞》記者，“成本已經降到一個能補得起的程度?！? 瑞銀證券的一份研報亦指出，整個光伏產業鏈成本不斷下降，至少帶來兩方面利好：其一，在政策驅動市場的情況下，所需要的補貼額度在減少；其二，隨著成本繼續下降，光伏發電度電成本有望逐步實現用戶側平價上網，甚至最終實現與傳統能源的發電側平價上網，從而使得具備經濟性的光伏發電脫離政策補貼影響，轉向市場化驅動。 地面電站裝機量不如預期/ 眼下，電站建設環節盈利水平吸引力及確定性增強，加上2014年標桿電價下調帶來的搶裝因素，國內光伏地面電站市場迅速爆發，處于產業鏈上中游的企業開始扎堆投資下游電站。如愛康科技、中利科技等上市公司，均成為堅定向下游延伸的民企代表。 “由于過去幾年的低谷，中上游環節相對產能較多，為了穩固產品在下游的需求，一些上中游環節的企業開始做電站。”NPDSolarbuzz高級分析師廉銳向《每日經濟新聞》記者指出，“此外，這幾年價格下跌厲害，上中游利潤不高，往下游延伸也是為了尋求更多利潤。” 實際上，去年光伏產業政策加碼的初衷就是希望“開啟下游市場從而解決中上游產能過?！保敃r有分析指出，只要同時落實并網、補貼、信貸、監管等政策，也可規避下游電站過剩。 “從前兩年看，光伏企業加碼下游確實是為了消化自己的庫存?！眹鹱C券新能源電力設備高級分析師姚遙也持相同看法。一名長期從事多晶硅制造的業內人士告訴記者，近一年來國內光伏電站的建設潮，明顯帶動了上游多晶硅市場。 “現在電站補貼政策也明確了20年支持，越來越多的企業認識到光伏地面電站是一門能夠穩定賺錢的生意，不管是開發還是持有運營，企業樂得去做。”姚遙解釋。 廉銳亦表示，相比之下，只要政策穩定，投資一個光伏電站能獲得20年~25年的長期穩定收益?！肮夥娬臼情L期優良資產，只要資金沒有問題，發電就有穩定現金流，利潤很快就會有所體現。” 根據能源局規劃，2014年全國光伏新增裝機總量為14GW，其中地面電站6GW，分布式發電8GW。但這個規劃似乎遠遠無法滿足各路資本對光伏電站的胃口。 “有統計顯示，按照各大光伏電站運營商的規劃，2014年需求量（包括分布式和地面電站）達30GW，對應投資規模在2700億元左右?！币晃婚L期關注光伏行業的資深投資人士告訴《每日經濟新聞》記者。 另據多位業內人士透露，激烈的競爭亦導致今年光伏電站裝機量并不如預期。 “1~7月裝機量在3GW左右，以地面電站為主?！币b告訴《每日經濟新聞》記者，“由于全國2014年地面電站僅有6GW的新增裝機量，各地都呈現一種‘僧多粥少’的局面，競爭激烈讓各地不知如何核準，因而出現路條發放延遲等情況。” “總量只有6GW，每個省又給了一個備案規模的指導，原則上不能超過這個量?！绷J告訴《每日經濟新聞》記者。“由于‘總盤子’不大，各地政府也沒怎么下單，上半年完成的量也都是去年拿到核準項目?！? 據記者了解，項目開發方通常利用上半年完成跑路條、規劃、環評等一系列前期工作，電站建設潮往往于第三季度啟動，只需三個月即可完成修建?！?、7月以來，新的核準已開始發放。7月后，西部電站招標量就會上來，建設也普遍啟動。”姚遙表示。 單一模式存隱患/ 由于商業模式成熟，光伏地面電站被看做是目前產業鏈中最受益的環節，但也有觀點認為，單一的建設模式也為光伏電站的盈利能力埋下了隱患。 據《每日經濟新聞》記者了解，目前國內光伏電站開發、建設領域主要有BT/EPC等模式。BT模式主要指公司自己作為電站項目的開發商，進行項目前期開發、路條獲取以及項目融資，然后通過EPC建設方（可以自己做EPC或找第三方EPC）進行項目的設計及施工建設，建設完成后開發商負責電站并網和申請國家補貼，最終將電站產品出售給運營方。航天機電、中利科技等上市公司就是以前期項目開發為主。 EPC模式即工程總包，總承包商與電站項目開發商簽訂工程總包合同，負責電站項目的設計、采購、施工、試運行服務等工作，不包括項目的前期開發和后期并網及銷售，因此利潤率也低于BT模式。 “這樣（即EPC）也有好處，既不用擔心前期墊資，對融資沒有那么高的要求，也不需要操心電站后期的轉讓渠道?！币晃婚L期關注光伏電站的投資人士告訴記者。據了解，EPC環節比較領先的公司包括特變電工等。 “目前國內光伏電站開發的商業模式幾乎沒有差異?！币b解釋道，“從產業鏈來看，主要是上述三種參與形式。對企業而言，具體采用哪一種形式，需要看其自身有哪些方面的資源優勢?！? 由于商業模式無太大差異且可復制性，有人擔憂，“未來如果光伏電站開發商迅速增加導致競爭加劇，行業利潤率可能下滑?！? “但只要建設成本和補貼一定，利潤率也會保持不會下滑?！鄙鲜鐾顿Y人士認為。 眼下，國內光伏電站仍屬于相對較新的行業，由于光伏電站的收益要在其整個生命周期（20~25年）中通過電費逐步實現，如果光伏電站質量問題造成發電量低于預期（如組件衰減過快）或運維成本高于預期，可能會對電站收益產生較大的影響。 “電站開發表面上看很簡單，但要做好高質量電站，需要專業技術支撐。未來大家會越來越看重發電質量，行業走向集中也是必然。”某基金新能源分析師告訴《每日經濟新聞》記者。 與此同時，國內光伏電站運維市場還不成熟，尚未出現專業的運維企業?！澳壳埃嗍且恍┢髽I在做了很多電站以后，內部成立一個團隊來運維電站。一些簡單的業務也有可能外包，比如清洗。”廉銳表示，“但總的來說，國內運維電站市場還未被開發?！? 《《《 挑戰篇 光伏電站集中裝機甘肅去年棄光率達13% 每經記者江然發自成都 “棄風限電”之痛尚未消除，光伏電站又將遭遇同樣的風險。 在分布式光伏商業模式尚未成熟的情況下，地面電站仍將是國內光伏新增裝機的主要形式，但短時間內大規模裝機，會使得新增的發電量無法通過現有電網消納?！皸壒庀揠姟币熏F苗頭。國家能源局7月18日發布的一份監管報告顯示，甘肅一些地區由于配套送出工程沒有與風、光伏發電項目同步規劃建設和改造，送出能力不匹配，受限比例最高可達78%。 “是否遭遇限電取決于電網建設速度是否跟得上電站建設速度。當很多電站要擠在一個變電站升壓上網，變電站的擴容速度比不上電站擴容速度時，電網輸送能力就會出現瓶頸，增加限電風險?！眹鹱C券新能源電力設備高級分析師姚遙告訴《每日經濟新聞》記者。 除了“棄光限電”這一挑戰，《每日經濟新聞》記者通過采訪多位業內人士了解到，如何獲得路條與并網核準，以及企業的融資能力，也是光伏企業有待解決的難題。而解決這些難題的能力，恰恰就是發展光伏電站的核心競爭力。 電網輸送能力不足增加限電風險/ 由于光照資源豐富以及土地成本相對較低，目前國內大型光伏地面電站主要集中在西北地區。 “西北地區工業較落后，當地用電需求小，所發電量不能就地消納，只能進行遠距離輸送，因此對電網向外輸送能力依賴性較強。”姚遙表示。 在西北地區，可再生能源發電裝機規模爆發性增長。但隨之而來的是電網輸送能力達到瓶頸，從而導致限電風險。 “光伏電站與風電面臨同樣的問題。”NPDSolarbuzz高級分析師廉銳指出。據統計，2009年國內風電新增裝機量達到13.8GW，同比增長高達124%，一舉成為全球第一大風電市場。隨著2009~2011年國內風電持續高企的新增裝機量，東北、西北和華北等風電資源豐富的地區出現嚴重的“棄風限電”。 瑞銀證券研報顯示，截至2013年底，全國22個主要省市區已累計并網741個大型光伏發電項目，項目主要集中在西北地區。甘肅、青海和新疆是目前國內累計裝機容量排名前三的省區，占到全國光伏電站總量的60%以上。 半個月前的7月18日，國家能源局發布了《可再生能源發電并網駐點甘肅監管報告》（以下簡稱《報告》），《報告》提出的六方面問題就包括“電源、電網建設配套銜接不夠”、“存在棄風、棄光現象”、“電網企業辦理接入系統、并網驗收工作不完善”等。 《報告》顯示，作為全國重要的新能源基地，甘肅風電、光伏等可再生能源在2008年后就已進入規模化快速發展階段。截至2013年底，甘肅省發電總裝機容量3489.32萬千瓦，其中風電裝機容量702.81萬千瓦，居全國第三位；光伏發電裝機容量429.84萬千瓦，同比增長1025.24%，居全國第一位。但在快速發展的同時，甘肅風電、光伏出現了就地消納和送出困難，且“這些情況在我國華北、東北、西北風電基地中具有一定代表性”。 以酒泉風電基地外送通道制約電量送出為例：截至2013年底，甘肅河西電網總裝機容量1589萬千瓦，當地用電負荷約380萬千瓦左右，輸電能力450萬~520萬千瓦。按照目前甘肅河西電網裝機容量、消納和送出能力分析，現有輸電通道無法滿足已投產發電企業富余電量的外送需要，夏季最大受限容量308萬~378萬千瓦，最大受限比例26%~31%；冬季最大受限容量198萬~268萬千瓦,最大受限比例18%~24%。在武威皇臺地區，2013年夏電力受限容量31萬千瓦，受限比例達79%，冬季受限容量29萬千瓦，受限比例達78%。此外，酒泉、嘉峪關、武威等局部電網，也存在高壓電網輸送能力不足導致可再生能源受限較為嚴重的情況。 “主要是外送通道不夠多。如果發了電，本地消納不了又外送不出去，就只能放棄掉了?！绷J告訴記者，“大規模長距離的高壓輸送線路總量有限，如果同時有很多光伏電站、風電都要升壓送電，就會因為電網輸送線路不夠，導致限電?！? 上述《報告》還指出，根據甘肅省各發電企業棄風統計數據匯總，甘肅省2013年棄風電量31.02億千瓦時，占全國棄風電量的19.11%，占西北地區棄風電量的85.86%，棄風率20.65%，較全國平均10.74%的棄風率高出近一倍；2013年棄光電量約為3.03億千瓦時，棄光率約為13.78%。 “這也是為什么能源局或地方政府在項目審批時，持相對謹慎的態度。因為輸電能力和就地消納能力有限，中央、地方政府一方面相對抑制地面電站的發展速度，另一方面則加快東部分布式電站發展速度?！绷J表示。 值得注意的是，能源局已經開始關注光伏電站大規模建設后可能產生的限電風險，并強調“對于甘肅、青海、新疆（含兵團）等光伏電站建設規模較大的?。▍^），如發生限電情況，將調減當年建設規模，并停止批復下年度新增備案規模。對于青海省海西地區、甘肅省武威、張掖和金昌等地區，青海省和甘肅省能源主管部門安排新建項目時應關注棄光限電風險?！? 電站融資創新大勢所趨/ 除了“棄光限電”的風險，融資能力也考驗著光伏電站開發和運營者。 業內人士指出，光伏電站開發屬于典型的資本密集型產業，融資能力是開發者的核心競爭力之一，也是一個巨大的門檻。 據《每日經濟新聞》記者了解，光伏電站成本投入價為8~8.5元/瓦，一座100MW的電站投入約8億元以上。瑞銀證券指出，每100MW的光伏電站建設需要資金8億~10億元，未來隨著進入光伏電站的開發商數量增多，是否擁有暢通的電站轉讓渠道并迅速回籠資金，提高利用效率，將成為企業投資決策的重要考量。 目前，銀行仍是光伏電站的主要融資渠道。“在中國內地融資，要有抵押物，自有資本金達到20%~30%，銀行才會放款?！绷J告訴《每日經濟新聞》記者，這樣資本金消耗非常快，加上融資成本比較高，對企業的回款能力要求更高。 “對于光伏電站，幾乎只有國開行能夠提供長期貸款。”姚遙指出，“但隨著行業成熟，商業銀行會逐漸介入。?！?月18日，順風光電（01165，HK）旗下全資子公司江西順風光電與招商銀行簽訂授信協議。根據該協議，招行同意向江西順風光電批出不超過20億元人民幣的循環綜合授信額度。 “到后期，商業銀行大規模介入應是趨勢?！币b補充道。 不過，越來越多的人已意識到，僅僅依靠銀行融資還遠遠不夠，電站融資創新是大勢所趨。 今年2月底，聯合光伏與中興租賃公司訂立為期12年、總價約為1.5億美元的融資租賃協議。在租期內，設備所有權歸中興租賃公司所有，租期屆滿后，聯合光伏出資100美元即可從中興租賃公司手中購買設備所有權。根據協議，聯合光伏以旗下的若干太陽能電站和抵押發電站產生收入的權力作為抵押。 這類“光伏融資租賃”，被業內看做是前景較好的一種新型融資模式。雖然利率較高，“但可提高電站項目的財務杠桿比例（二次加杠桿），提升資金使用效率，盤活電站資產，對電站運營商突破融資瓶頸具有重要意義?！眹鹱C券指出，這種方式“適合快速擴張、搶占資源的民營企業。” “在產業鏈利潤格局重構的背景下，電站是本輪光伏周期最受益的環節，兼具高增長和高盈利。未來光伏電站的金融屬性會越來越強，依托較高的投資回報率（無杠桿內部收益率10%左右、70%貸款下內部收益率15%~20%）和收益明確的特點，電站類似于高收益的固定收益產品，具備證券化的基礎，未來會激發各種商業模式和融資模式的創新。包括互聯網金融、融資租賃、與信托/基金合作、境外低成本資金等，各種類型的公司都可以找到合適的融資渠道。”國泰君安在近期的一份研報中評價道。 “目前已有類資產證券化的探索，比如電站建好了，有了穩定現金流，開發商可以把它做成一個金融產品賣出去，獲得現金后再繼續滾動地開發?！绷J解釋。多位業內人士亦向《每日經濟新聞》指出，光伏電站資產證券化需要更多政策環境來完善，比如說引入第三方保險，“如果做證券化銷售，發電量、收益率、電站質量等，必須要有第三方做擔保?！? 顯然，保險的介入將是改變銀行對光伏電站態度的關鍵。健全的保險體制能降低運營商的風險，打消銀行的部分顧慮，是光伏電站實現資產證券化的重要基礎。值得注意的是，2014年6月初，安邦財產保險向保監會提交了一份光伏行業新險種的備案文件，涉及光伏電站發電量的險種。英大泰和、怡和立信也在進行嘗試。 《《《 樣本篇 航天機電背靠央企轉型擁兩大優勢光伏電站銷路成首要風險 每經記者江然發自成都 在眾多發力光伏電站的上市公司中，航天機電（600151，SH）是為數不多初嘗甜頭的一家。這家原本主營汽車零配件與新材料應用的公司，自2000年進入光伏領域后，一路追逐行業“熱點”，截至2013年底，光伏業務已占其總業務的八成左右。 從2012年斥巨資押注光伏電站，到如今依托航天品牌資源成為行業龍頭，航天機電在光伏行業觸底之時華麗轉身，并背靠央企擁有“路條”之便和融資便利兩大優勢。到2013年底，公司已累計銷售光伏電站150MW，且計劃在“十二五”期間累計銷售光伏電站超過1000MW，2014年完成銷售400MW。 7月12日，航天機電發布業績預減公告，預計上半年公司出售光伏電站僅50MW，比上年同期減少100MW，導致上半年凈利潤同比下滑八成。業內人士指出，由于光伏電站屬于典型的資本密集型產業，若公司無法開拓暢通的電站轉讓渠道，迅速回籠資金，在未來激烈的競爭中，其龍頭地位或將面臨嚴峻挑戰。 押寶光伏電站/ 航天機電最近一次對西部光伏電站項目的投資，是在今年6月12日。 當日，航天機電公告稱，參股子公司上實航天星河能源已完成200MW西部光伏電站項目的收購。航天機電董事會同意按股比（15%）向上實航天星河能源增資2.125億元。上市公司認為，此次對外投資“將有利于公司繼續開拓多元化光伏電站投資通道，實現光伏電站滾動開發，同時放大投資杠桿效應，提升光伏產業整體盈利能力”。 實際上，早在今年3月，航天機電公告稱，擬對旗下兩個電站項目增資2.72億元時，就有媒體報道稱，這已是公司近一年來第10次公告宣布投資及增資光伏電站項目，涉及總金額超過20億元。 自2000年進入光伏產業組件生產環節后，航天機電通過多種方式先后進入多晶硅、硅片生產環節，并逐步形成“多晶硅-硅片-電池片-組件-電站”的完整產業鏈。而在近兩年整個光伏制造環節都產能過剩的情況下，公司又不得不退出多晶硅及硅片生產環節以求“保身”。 “作為大浪淘沙后幸存下來的光伏企業，航天機電成為押注光伏終端市場的典型代表之一?！币晃粯I內人士在接受《每日經濟新聞》記者采訪時表達了這一觀點。 2012年11月20日，一則公告將航天機電推到臺前。彼時，正處于光伏行業低谷煎熬的航天機電作出了一個重大決定：變更募集資金投資項目，把原本用于制造環節兩項技改的部分資金，轉投西部光伏發電項目。轉投金額共計3.89億元，分別投向嘉峪關100MW、高崖子灘50MW、張掖甘州區南灘9MW及安陽灘9MW的光伏電站項目。 在外界看來，這無疑是航天機電的斷腕之舉。此前，受光伏業務的拖累，公司2011年凈虧損達1.09億元，2012年上半年，公司綜合毛利率為-10.80%，其中光伏新能源業務的毛利率為-25.40%。 “受光伏行業市場增長放緩影響，光伏產品價格大幅下跌，產品制造環節的利潤率也在大幅下降”，航天機電對變更募投項目作出這樣的解釋，“而光伏電站業務環節由于具有一定的投資門檻，因此保持了較為穩定的投資收益。”航天機電的判斷是：光伏電站將成為行業熱點。 實際上，在變更募投項目之前，航天機電就已做了一系列剝離多晶硅業務的工作。2012年10月，該公司將旗下持有的神舟硅業公司29.7%股權，以4.88億元底價，在北京產權交易所掛牌轉讓。 砍去虧損的上游業務，轉而押注光伏終端市場，航天機電的轉型很快獲得回報。2013年上半年，公司實現營業收入12.10億元，同比增長77%；實現凈利潤1.70億元，同比大幅增加4.72億元，成功扭虧為盈。 “（2013年）上半年公司新增光伏電站開發項目路條459MW，已核準項目正加速開工建設，并取得了150MW光伏電站出售的較好業績?！焙教鞕C電把業績大漲歸功于光伏電站的業務優勢開始顯現。 背靠央企航天集團/ 2013年，航天機電實現營業收入33.59億元，同比增加18.29億元，增幅119.62%；實現歸屬于上市公司股東的凈利潤1.44億元，同比增加10.33億元。 航天機電認為，這一方面是受益于國內多項光伏扶持政策及國際新興市場快速崛起，光伏市場止跌回暖，組件出貨量同比上升89.54%；另一方面則是由于公司加快國內電站項目的開發與投資，創新盈利模式，電站EPC（工程承包）業務大幅增長1111.28%。 據NPDSolarbuzz發布的2013年中國光伏項目承包商（EPC）排名，航天機電以超過600MW的承包安裝量成為全國第二大光伏EPC企業，僅次于特變電工（600089，SH）。 據《每日經濟新聞》記者了解，航天機電制定出2014年“自建光伏電站500MW，承接EPC工程100MW，核準或備案批復450MW，并網投運400MW，分布式發電項目開發實現零突破”的計劃；并實現電站出售400MW，形成不低于年400MW的光伏電站滾動開發能力，快速達成規模效應。此外，航天機電把“十二五”期間累計銷售光伏電站的目標，從700MW調高至超過1000MW。 業內人士指出，航天機電的雄心背后，正是其作為中國航天科技集團下屬新能源光伏業務平臺而擁有的得天獨厚的優勢：項目開發與融資能力。 “大股東上海航天工業（集團）的品牌以及背景，讓航天機電在政府關系方面更具優勢?！币晃徊辉妇呙幕鹑耸肯颉睹咳战洕侣劇酚浾咧赋觯坝绕涫窃谀壳拔鞑侩娬韭窏l核準獲取難度加大的背景下，航天機電開發項目的能力優勢更為明顯。” 實際上，在無數民企或中小企業還在為取得光伏電站項目路條辛苦奔波時，航天機電已充分利用自己的品牌資源優勢，與地方政府、大型電力集團合作，目前已將其光伏電站市場布局從甘肅、青海拓展至寧夏、新疆、河北、山西、陜西、云南等多個省份。 “航天機電在國內電站開發方面一直做得很好，”NPDSolarbuzz高級分析師廉銳告訴記者?！霸摴驹瓉淼慕M件業務也不算小，保持在第二梯隊，但它一向比較重視下游?！惫_資料顯示，航天機電在2000年時就承建了西藏日喀則地區無電鄉通電工程的42個光伏電站，至今已建設各類電站600余座。 值得注意的是，目前光伏電站業務相對較新，尚難以直接進行項目融資，而是需要其他資產擔?；蚱渌黧w進行連帶責任擔保，且通常融資成本較高，這對民營或中小型企業的融資能力提出了很大挑戰。而航天機電依托航天集團的央企背景，融資優勢盡顯。 記者梳理航天機電財報發現，公司目前金額最大的一筆長期貸款為6億元，是公司通過航天系統向航天集團第八研究院申請所得。該委托貸款期限為5年，年利率僅5%；此外，航天機電還通過大股東擔保，以基準利率6.55%的優厚條件獲得國家開發銀行15年長期貸款。 瑞銀證券根據航天機電報表披露的長期借款信息，計算出其長期借款的加權利率約為5.66%，遠低于同行水平。此外，航天機電2013年年報顯示，其資產負債率僅為51.42%，亦處于同業中較低水平，具備較大的融資空間。瑞銀證券指出，航天機電在融資能力方面的優勢有助于提升電站開發業務的盈利能力。 上半年電站出售僅50MW/ 值得注意的是，7月12日，航天機電發布業績預減公告，預計2014年上半年度實現歸屬上市公司股東的凈利潤3389萬元左右，同比減少80%。航天機電對此的解釋是，公司上半年出售的光伏電站比上年同期減少100MW。不過公司同時表示，計劃今年出售光伏電站400MW，上半年已出售50MW，其余尚在建設中，將于下半年轉讓銷售。 盡管航天機電并未更改2014年的出售目標，但公司依然把電站項目無法出售列為第一風險：因項目收益率不能完全滿足投資者需求，或雙方對交易條件未達成一致，公司電站無法按計劃實現銷售，導致最終獲利不確定性增加。 今年3月，有媒體報道稱，自去年底至今年初，航天機電在產權交易所兩度掛牌打包轉讓旗下兩個光伏電站項目的股權，遲遲未找到受讓方。《每日經濟新聞》記者亦從其他消息源核實到，航天機電第一季度僅售出50MW光伏電站。 “一般電站開發企業都在下半年轉讓，尤其會集中在第四季度，這也是行業的季節性特征?！币晃婚L期關注光伏電站的投資人士告訴記者，但對于開發商而言，無法及時轉讓電站會造成資金沉淀，影響現金流。而現金流承壓將使電站開發商面臨巨大挑戰。 此外，亦有觀點認為，若找不到買家，開發商將不得不轉成運營商，前期投建電站所耗巨資的回報周期將被拉長，項目開發面臨長期風險。 研究機構Solarzoom的統計數據顯示，到去年8月，國內已披露達成意向、簽約以及正在開發建設的光伏項目達到13萬MW，比國家新擬定的到2015年裝機達3.5萬MW的“十二五”目標超出逾3倍之多，其中多數為大型地面電站項目。這意味著，未來一段時期，光伏電站開發競爭白熱化狀態仍將持續。 瑞銀證券亦指出，每100MW的光伏電站建設需要投入資金8億~10億元，未來隨著光伏電站開發商數量增多，是否擁有暢通的電站轉讓渠道，能否迅速回籠資金提高利用效率，“也將成為重要的影響因素”。 此外，航天機電還明確提出，光伏產業或面對應收款無法回收的風險，如受部分客戶信用不高或地方電費撥付政策實施不到位的影響，導致貨款回收期不確定或難以收回。 “實際上，開發商對客戶也會進行選擇的，主要就是看回款能力?！鄙鲜鐾顿Y人士告訴《每日經濟新聞》記者。對此，航天機電方面表示，將嚴格執行客戶信用評級、授信管理制度和海外信用擔保政策等，緊密跟蹤可再生能源附加費征收與補貼發放情況，電站并網后及時辦理可再生能源的補貼申請，同時合理安排融資結構、還本付息及工程款賬期，保障光伏電站項目正常運營。