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

(二)光伏產業鏈漲價極大地挑戰了光伏產業鏈融資。自2020年下半年以來，多晶硅價格一路上漲，加之光伏產業鏈其他材料、設備的上漲，另外光伏電站還普遍要求配置一定比例的儲能系統用以輔助并網，增加了光伏電站的投資，總體看光伏電站的發電成本增加了20%-25%，導致光伏產業規模化與微利化發展，影響光伏項目融資的價值判斷。由于光伏上網電價已執行各地燃煤基準價而且偏低，導致光伏電站投資回報率急劇下滑甚至虧本，不但對金融機構原有的光伏項目融資帶來壓力，同時也極大影響金融機構對整縣光伏及光伏大基地的新增項目融資。

(三)在光伏、風電電價形成機制中尋求創新融資新模式。面對補貼政策退坡及光伏行業規模化、微利化、頭部化新形勢，在政策創新中爭取光伏融資發展新格局是未來的重點。2021年5月，國家發改委印發《關于“十四五”時期深化價格機制改革行動方案的通知》，明確提出完善風電、光伏發電、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，為光伏融資高質量發展提供了新方向。

(四)優化光伏項目成本的管理能力至關重要。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、供應鏈管理、規劃、設計、建設等硬成本，也取決于光伏項目拓展的非技術成本，這些成本有可能會高于或低于當地煤電價格，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;要考慮不同區域、不同階段、不同項目的非技術成本;還要考慮不同區域不同標桿電價(脫硫煤電價成本)的政策因素。

(五)要考慮光伏的并網條件。光伏項目的并網容量及并網條件，直接影響光伏項目的收益率，影響光伏項目當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各地區光伏電站度電成本+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整，和各地煤電價格脫鉤。擬發光伏電站所發電量是否全額保障性收購，是否保障合理利用小時數內發電量，是否保障上網電價執行保障性收購價格，是否確保當期發電價格20年不變，是否合理利用小時數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聯性，并關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電、光伏為主的新能源發電企業交易，以市場化方式引導綠電消費，體現了綠電的生態價值，同時也創造了綠電的金融價值。但是，當前的綠電(風光電量)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價格機制。現階段要求光伏電站配置一定比例儲能系統具有一定合理性，但是由于沒有建立儲能系統成本疏導機制，光伏電站上網電價也未體現儲能輔助服務及可控容量等價值構成部分，導致光伏電站投資回報率急劇下降。建議融資機構重點關注發電側配置儲能項目的融資需求，也可以關注電網側儲能項目，關注各省每年核定一次儲能配置比例的差異，關注價格主管部門每年核定一次儲能成本價格，關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;關注電網側儲能項目(或者共享儲能項目)參照成本加合理收益的辦法核定調峰、調頻服務價格和利用率等政策新變化。

來源：新能源海外發展聯盟