按照国家规划，到2020年国内光伏电站装机规模为150GW，2015年底我国光伏累计装机超过43GW，也就是说未来5年内光伏发电行业的年复合增长率高达28.39%。
由于国家对光伏产业的扶持，尤其是对光伏电站上网电价和补贴长期支持，使得光伏电站这个行业具备获得长期现金流和盈利的能力。
光伏电站的建设和运营受益于上游及中游行业规模的扩大和组件成本的降低，在总体造价成本降低及组件整体质量提高的双重条件下，作为光伏产业最下游的一端，光伏电站资产收益率显著提高。
虽然国家近期发出建议稿指出，建议光伏电站进行竞价上网。此次征求意见的主要原因，一是部分地方政府随意分配指标，加上一些公司使用低质组件盲目的以获取补贴为目的；二是电站整体造价降低，而上网电价和补贴的制定标准是在之前较高的造价成本之上确定的。如果该意见稿最终实行，会对光伏电站的整体收益产生一定程度影响，但会利好具备资金优势和组件制造规模化的企业。
而在光伏电站这种类金融类资产上，最大的看点在于抵押再融资、融资租凭、互联网金融、众筹、信托等各类型的资产证券化方式。一旦大众/机构投资者认可其投资逻辑，对于电站持有方来说即可有效地盘活资产，如：降低财务费用、加杠杆、加快新的电站资产建设和分散投资风险等。
【光伏电站行业概述】
1.1光伏电站产品分类及用途
光伏电站可分为：分布式光伏电站和集中式光伏电站两类。
1.1.1分布式光伏电站
分布式光伏电站是指位于用户附近，所发电能就地利用，以低于35千伏或更低电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过6MW的光伏发电项目。
(居民区使用的分布式屋顶发电)
1.1.2集中式光伏电站
集中式光伏电站主要利用大规模太阳能电池阵列把太阳能直接转换成直流电，通过防雷汇流箱和直流配电柜，把多路直流汇入到光伏逆变器，光伏逆变器把多路直流电变换成交流电，再通过交流配电柜、升压变压器和高压开关装置接入电网，向电网输送光伏电量，由电网统一调配向用户供电。集中式光伏电站不能直接接入电网，需要通过110KV升压站接入电网。
(集中式光伏电站)
1.2光伏电站行业经营模式分析
目前，光伏电站领域的业务方向主要包括EPC、BT/BOT以及运营等模式：
1.2.1EPC就是光伏电站的工程总包方，即按照合同约定，承担工程项目的“设计、采购、施工、试运行服务”等，并且对承包工程的质量、安全、工期、造价全面负责，而相应的工程承包商必须具有EPC资质。EPC类似于工程服务的模式，合同金额扣除总包成本为公司利润，利润率7~8%左右，会受益组件等产品价格下跌。从利润增长来看，由于利润一次性确认，因此盈利增长依赖每年公司在手新增装机增速。
1.2.2BT/BOT方式则是指公司作为电站的开发商，通过招标确定项目建设方(EPC)，建设方组建项目公司展开工程的施工等。开发商负责整个项目的融资、投资和建设等。项目建设完成后，建设方将项目转交给电站开发商，经过其验收合格后，开发商负责电站的顺利并网及拿到补贴，再以合理的利润将电站转手卖给电站运营商。BT模式的利润来源为电站成本与出售价格的差，目前电站交易一般以保证收购方全自有资金收益率为标准，同时受到市场环境、谈判能力等多方面影响。从盈利增长动力来看，BT业务利润增长来自于每年确认的电站销售规模增长。BT/BOT类似于地产开发商模式。
1.2.3运营即在项目建成后不以出售为目标，主要是通过自持获得发电利润和补贴。运营业务盈利增长与累计装机规模增速相关，其盈利增长趋势更为确定和稳定，运营类似于商业地产运营商模式。
【中国光伏电站行业发展政策环境分析】
2.1政策环境综述
各国政府出台的一系列扶持政策，是光伏产业成长的另一大催化剂。出于自身的匮乏、比例的失调、环保的诉求或是自身日照资源的禀赋，德国、意大利、西班牙、日本、中国、美国等都出台过一系列政策扶持本国光伏的发展。这些政策主要可分为两大类，法律类保障以及补贴、优惠类扶持。
2016年1月25日，工信部旗下的赛迪开云直营官方发布了一份名为《2016年中国光伏产业发展形势展望》的报告(以下简称“报告”)。报告指出，虽然面临局部地区限电、补贴拖欠、上网标杆电价下调等问题，但政府将通过提升可再生附加、优化电站指标规模发放等破解瓶颈，而产品价格的持续下降也将抵消电价下调和限电带来的影响，预计2016年我国光伏装机将达20GW以上。
国内可再生支持政策始终在加码，制约光伏行业发展的电站质量、限发、补贴发放不及时等问题，都有望在“十三五”期间一并解决(国家局新和可再生司处长董秀芬宣布“十三五”光伏装机目标上调50%，即2020年光伏发电规模从之前的1亿千瓦上调至1.5亿千瓦)也就是说到2020年国内总规划装机规模为150GW。根据报告中数据显示，到2015年底，我国光伏累计装机超过43GW，也就是说未来5年内光伏发电行业的年复合增长率高达28.39%。
另外报告中指出，由于当前光伏行业仍面临着融资难、融资贵、补贴拖欠、税赋负担重等问题，报告提出了“应创新金融扶持手段，设立投资基金，支持企业技术创新，加强统筹协调，保障发电全额收购”等多项建议。
2.2部分相关政策
2.2.1明确在可再生富及地区开展试点；加强对试点工作的组织领导；切实做好试点工作——《国家发改委办公厅关于开展可再生就近消纳试点的通知》。
2.2.2确定至2030年前，二氧化碳排放达到峰值，单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降60%~65%，非化石占一次消费比重达到20%左右——中国向联合国提交的《强化应对气候变化行动—中国国家自主贡献》。
2.2.3“为支持行业发展，光伏补贴未来8—10年不会停”——国家局新和可再生司副司长梁志鹏发言稿。
2.2.4对2015年1月1日至2019年12月31日期间并网发电的分布式光伏发电项目，按照实际发电量给予每千瓦时0.3元(含税)的奖励，连续奖励5年，加上国家对分布式光伏项目每千瓦时0.42元的补贴，北京市的分布式光伏项目能够拿到每千瓦时0.72元的资金支持——北京市财政局、发改委联合发布实施的《北京市分布式光伏发电奖励资金管理办法》。
2.2.52020年将实现“光伏发电与电网销售电价相当”——国务院发布的《发展战略行动计划(2014～2020年)》。
【光伏行业产业链分析】
3.1光伏开发情况介绍
3.1.1与其他相比，太阳能是开发潜力最大但已开发比例最低的类型。2014年中，全球仅有0.9%的电力来源于光伏装机，而风电、水电及不可再生发电比例分别达3.1%、16.6%和77.2%，光伏仍然有巨大的可开发能力。太阳能在能量转换过程中不产生废弃物，不影响环境，也没有核废料泄露的隐患。光伏发电能够显著降低碳排放量，在当前雾霾日渐严重的情况下对改善空气质量至关重要。同时，现在光伏电站已经能够开发碳排放交易产品，在减排的同时可以增加收入。
3.1.2目前光伏的开发比例较低的原因有如下几条：
一是光伏行业大规模的生产应用在2004年以后才开始，最开始大规模发展是在欧洲。最近才在亚洲尤其是中国和日本大力发展起来。
二是因为光伏组件成本较高，造成光伏电站造价较高，加上能量转换效率通常不到20%，于是发电成本较高。目前光伏发电的成本约0.9~1元/度，与火电0.35~0.6元/度的成本相比较为高昂。
三是过度依赖政府补贴。较高的发电成本限制了光伏发电的经济性，目前光伏电站的发展依赖于政策。
3.1.3但随着光伏技术的不断进步，尤其是造价降低和能量转换效率的提高，使得光伏发电的成本将逐年降低，未来光伏与火电的成本差价将逐渐接近甚至于更低。根据我国资源综合利用协会发布的《中国光伏发电平价上网路线图》，到2020年前后，光伏就将实现发电侧的平价上网而不再依赖政府补贴，成为具备竞争力的。
3.1.4光伏电池能够大规模生产的另一重要因素就是制造成本的快速下降，一方面得益于制备工艺与技术的进步，另一方面得益于规模扩张致使的成本摊薄效应。
3.1.5全球光伏产业的大规模扩张使得成本呈指数级下降，根据历史数据测算，装机规模每增加100%，电池组件成本下降20.9%，价格从1977年时的76.67美元/瓦迅速降低到现在的0.7美元/瓦。在发电成本方面，晶硅电池的度电成本已降至约0.14美元/度。在用电成本较高的国家，光伏发电已实现居民用电侧的上网平价；在我国，也已经与工业用电价相当。
3.2光伏产业链介绍：
光伏产业链如下图：
3.2.1上游部分：
从晶硅开始，历经硅棒、硅片，到最终制成电池片，晶硅的价格变动一步步传导至中游的电池片环节。
在光伏电池种类方面，晶硅电池占据90%左右的份额，其中多晶硅是主流。随着晶硅材料的不断走低，其下游产品硅棒和硅片的价格也同步下跌。薄膜电池虽然有各种优势，但受限于产能和价格因素，至今仍处于初步发展期，还无法形成大规模商业化。2014年我国产出的电池中，多晶与单晶电池占比在87：13左右，而全球平均比例约为2：1。其原因在于，我国光伏电站以地面集中式为主，多晶硅成本相对较低而占据了主导地位；而国外以分布式的屋顶电站为主，所以大多数采用能量转换效率更高的单晶电池。
多晶硅原材料最近的价格走势如下：
2015年6月，国家局、工信部、国家认监委联合发布《关于促进先进光伏技术产品应用和产业升级的意见》，提出实施光伏“领跑者”计划，推广高效光伏组件，要求多晶硅和单晶硅光伏组件的光甴转换效率应分别达到16.5%和17%以上。实际上，最近几年单晶和多晶电池都保持了约每年0.3%效率的提升，2014年我国企业的单晶平均效率已达19.3%，多晶硅达17.8%，已经完全满足该意见的计划要求。国内部分优质厂商的多晶硅平均效率大多数超过上述标准，甚至达20%以上。
根据第三方机构PVinsights公布的数据，单晶和多晶硅片的价差持续缩小。单晶硅片从2015年1月的1.15美元/片(156mm*156mm规格)降到2016年1月0.89美元/片。而多晶硅片的价格一致维持在0.9美元/片附近。单晶电池的价格也从2015年1月的1.83美元/片(156mm*156mm规格)降到了2016年1月的1.6美元/片，已经和多晶电池的1.48美元/片极为接近了。
单晶产品相对不再“昂贵”的主要原因是成本的大幅下滑，尤其体现在硅片制造环节。从长远角度来看，未来单晶和多晶组件有望在每瓦成本和售价方面均实现平价，更加有利于分布式电站的发展。
3.2.2中游部分：
这部分组件中成本占比较大的为电池片、EVA胶膜、背板/背膜、玻璃、接线盒等，再加上逆变器、变压器、电缆等配套设施即构成下游的光伏应用系统，通常为大型集中式地面电站和小型分布式电站。参与企业主要分为EPC公司及运营商。
近几年来，电站装机成本已显著下降，主要受益于占装机总成本近半的光伏组件价格的持续下跌。
以背板/背膜为例，上市公司300393中来股份在其IPO招股说明书中描述：2011年、2012年、2013年及2014年上半年其背膜的平均销售价格为42.37元/平米、31.80元/平米、23.33元/平米和20.65元/平米。上市公司603806福斯特也涉足背板/背膜领域，其2013年共销售414.88万平米，销售收入9240.14万元，折合22.27元/平米。
背板/背膜的主要原材料为PET膜和氟树脂。根据中来股份在其IPO招股说明书中的描述：2011年、2012年、2013年及2014年上半年其PET膜的平均采购价格27.65元/千克、18.68元/千克、14.78元/千克和14.12元/千克。而氟树脂期间的平均采购价格67.03元/千克、57.2元/千克、49.18元/千克和48.9元/千克。总体来说，这两种原材料价格都处于下跌中，但跌幅越来越小。因原材料价格下跌和国内产能较大的影响下，背板/背膜的整体价格呈现下降趋势。
在另一个主要组件EVA胶膜部分，上市公司福斯特在其IPO招股说明书中描述到：EVA胶膜的原材料为EVA树脂，在其生产成本中EVA树脂成本占比均在80%以上。而EVA树脂作为原油的衍生产品，其价格和原油价格存在密切联系，同时还受光伏行业市场供求关系的影响。福斯特的EVA胶膜在2011年、2012年、2013年及2014年上半年的平均销售价格为15.54元/平米、12.15元/平米、8.82元/平米和8.26元/平米。
总体来说，晶硅电池组件的生产成本中，约70~80%来自电池片，约3～7%来自EVA胶膜和背板。
3.2.3下游光伏电站运营：
根据前述，电池片、背板/背膜和EVA胶膜等重要组件的价格近年来持续下跌(但跌势趋缓)，使得目前国内大型地面集中式电站的总装机成本已降至8元/W以下。而目前的标杆电价是在装机成本为10元/W的基础上制定的(补贴分为三类地区，分别实行0.9、0.95和1元/度的标杆电价，分布式电站统一补贴0.42元/度)，因此目前电站运营的收益率较高。
在现有的上网电价加上补贴后，在III类资源区建设一个50MW以上的中型地面光伏电站，其自有资金内部收益率在12%左右。而贷款比例的提升、造价成本的降低以及贷款利率的降低都将提升项目的盈利性。
【光伏电站行业盈利分析】
4.1中国光伏发电增长速度
中国太阳能资源丰富，十分适合发展光伏发电。2002年“送电到乡工程”揭开了我国分布式光伏发电的序幕。2009年我国开始实施太阳能光电建筑应用示范项目和金太阳能示范工程，明确为光伏发电系统提供补助，我国光伏发电市场进入规模化发展阶段。
4.2集中式电站投资回报分析(不考虑限电和上网损耗)：
4.2.1Ⅰ类地区光伏集中式电站投资回报
由于集中式光伏电站一般规模比较大，因此造价可以有所降低，可按照8元/w进行计算。假设项目规模为20MW，位于宁夏地区，年机组运行小时数为1600小时。由于宁夏属于Ⅰ类地区，宁夏电价执行0.9元/kwh。本例依旧假设项目运行20年，则：
项目建设成本为：20，000，000W×8元/w=16000万元
项目年发电量为：20，000kw×1600h=3200万kwh
项目年电费为：30，000，000kwh×0.9元/kwh=2880万元
项目IRR为：17.25%
4.2.2Ⅱ类地区集中式光伏电站投资回报
假设集中式电站规模为20MW，建设成本为8元/W，位于Ⅱ类地区青海。Ⅱ类地区机组运行小时数劣于Ⅰ类地区，假设该项目年机组运行小时数为1500小时。Ⅱ类地区光伏上网电价为0.95元/kwh。本例依旧假设项目运行20年，则：
项目建设成本为：20，000，000W×8元/w=16000万元
项目年发电量为：20，000kw×1500h=3000万kwh
项目年电费为：30，000，000kwh×0.95元/kwh=2850万元
项目IRR为：17.05%
4.2.3Ⅲ类地区集中式光伏电站投资回报
假设集中式电站规模为20MW，建设成本为8元/W，位于Ⅲ类地区浙江。Ⅲ类地区机组运行小时数劣于Ⅱ类地区，假设该项目年机组运行小时数为1200小时。Ⅲ类地区光伏上网电价为1元/kwh。本例依旧假设项目运行20年，为保守起见，暂时不将地方政府补贴纳入计算范围。则：
项目建设成本为：20，000，000w×8元/w=16000万元
项目年发电量为：20，000kw×1200h=2400万kwh
项目年电费为：24，000，000kwh×1元/kwh=2400万元
项目IRR为：13.89%
在建造成本相同的情况下，集中式光伏发电项目的IRR由电费与年机组运行小时数决定，电费越高，项目IRR也越高。机组运行小时数越长，项目IRR越高。
4.3分布式光伏发电项目投资回报情况
分布式光伏发电是指位于用户附近，所发电能就地利用，以低于35千伏或更低电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过6MW的光伏发电项目。
由于运营维护成本比较低，以下项目投资回报计算中均假设项目运行期间运营维护成本为0。
4.3.1应用端主体为自然人主体即一般居民
依据2013年统计数据，北京市人均住宅面积31平方米，在考虑公摊面积的基础上，按照最保守的6层普通住宅进行测算，1000平方米约可容纳60户(三口之家)，户年均可用光伏发电量约为1600kwh，此电量低于北京市居民住宅阶梯电价最低档电量要求(240kwh/月)，考虑到居民电价上涨因素居民用电电价，按照0.6元/kwh进行计算，此测算中假定光伏发电全部自发自用，则电价为0.6元/kwh加度电补贴0.42元/kwh进行计算。假设项目运行20年：
项目建设成本为：9元/w×80kw=72万元
全年满发电量约为：80kw×1200h=9.6万kwh
每年电费与补贴收益为：96000kwh×0.6元/kwh+96000kwh×0.42元/kwh=9.79万元
使用7%的折现率计算出来的NPV为29.66万元
4.3.2应用端主体为一般工商业法人
以一般工商业屋顶面积2000平方米计算，约可安装光伏系统160kw，单位安装成本约为9元/w，初投资约为144万元。由于一般工商业营业时间较长，同时对照明、温控等有较高的需求，因此自发自用比例按照100%计算。其他边际条件：项目运行20年、一般工商业销售电价0.517~1.0584元/kwh、分布式发电度电收入0.937~1.4784元、年发电小时数1200小时，则：
项目建设成本为：160kw×9元/w=144万元
项目年发电量为：160kw×1200h=19.2万kwh
年电费收入为：17.99~28.39万元
按0.517元工商业电价计算的IRR为10.92%
按1.0584元工商业电价计算的IRR为19.12%
4.3.3应用端为大型工业户
由于大工业用户一般用电需求大，同时从目前城市规划看，大工业一般相对集中，具备拥有较大面积的厂房的条件。因此基于分析的保守性考虑，按照分布式光伏发电单个项目容量上限6MW进行计算。由于大工业用户具有规模优势，因此单位造价可以有所降低，可按照8元/W进行计算。其他边际条件如下：项目运行20年、大工业电量电价0.453~0.7097元/kwh、分布式发电度电收入：0.873(0.453+0.42)到1.1297(0.7097+0.42)元、年发电小时数：1200小时，则：
项目建设成本为：6000kw×8元/w=4800万元
项目年发电量：6000kw×1200h=720万kwh
按0.453元/kWh计算的项目年电费收入：0.873元/kwh×7200000kwh=628.56万元
按0.7097元/kWh计算的项目年电费收入为：1.1297元/kwh×7200000kwh=813.38万元
按0.453元/kwh度电电费计算的IRR为11.65%
按0.7097元/kwh电费计算的IRR为16.09%
此处分布式项目投资回报计算中均未将地方政府补贴纳入计算范围内，加上地方政府补贴后项目IRR更高。经观察，项目建设成本与电费是决定分布式项目IRR的重要因素。建设成本越高，项目IRR越低。电费越高，项目IRR也越高。
【行业风险提示】
5.1补贴拖欠问题
按照2015年上半年的数据，15家运营商的补贴拖欠额度已超过100亿。主要原因是可再生补贴无法应收尽收以及补贴发放程序过于复杂，企业拿到补贴的时间可能超过一年半。
5.2电网通道建设落后。
5.3土地税问题
各地政府对于土地税征收标准差异过大，乱征现象造成严重不公平，将造成开发运营企业的收益率难以保障。
5.4部分地区限电问题严重
根据局数据，2015年上半年国内光伏发电190亿千瓦时，弃光电量18亿千瓦时，弃光率约10%。
对于以上问题，政府部门可能会从以下环节入手解决：
一是对于补贴无法及时发放的问题，可再生电价附加可能会提高(目前为1.5分/度电)，以解决可再生基金相对匮乏的问题，同时补贴发放程序将会简化。另外，上网电价在”十三五”期间可能会下调，但幅度不会太大，预计在10%～20%之间，以匹配装机成本的下降。
二是统筹大规模光伏基地与电网通道建设的规划，减少行政阻碍以保障顺利并网。加大对可再生的优先调度力度，出台可再生配额制。
三是从国家层面出台光伏企业土地使用税政策，避免各地征收不均。
四是从2015年上半年来看，限电具有明显的区域性和季节性，并非是普遍性问题。上半年国内光伏弃光18亿度，主要集中在甘肃、新疆地区，其中，甘肃省弃光电量11.4亿千瓦。甘肃地区由于当地电网建设滞后和内部消纳比例低等原因，一直以来，光伏、风电等可再生一直存在相对严重的限电限风问题。从木联能i光伏平台发布的甘肃地区光伏电站平均发电小时数来看，2014年以来一直维持在100小时左右，预计弃光率在20%附近。另一块，国内正在建设和已经获批待建的特高压项目，也会降低部分地区的消纳和电力输送问题。
【未来行业预期】
随着光伏电站累计装机规模的扩大，电站后服务市场也将迎来高速发展阶段。智能化运维、质量评级服务、保险服务、再融资服务等市场将成为后光伏电站市场的新生服务内容。
6.1智能化运维
光伏电站的长期发电稳定和组件质量以及后续的维护有重大关系。从后续维护部分来说，通过智能化运维，运营企业可用软件实时监控设备故障和安全风险等问题，最大化实现电站的发电效益。
目前的运维市场已经开始预热，华为与木联能两家企业走在了最前端，通过与多家运营商合作抢占了目前的存量市场。
6.2质量评级服务
通过对光伏电站的选址、运维质量、系统性能、设备质量和安装质量等多个维度的考核对单个光伏电站进行质量分级。有效且真实的评级能够增强投资者对光伏电站的投资热情和信心。
6.3电站保险服务
主要包括为企业转嫁因自然风险、意外事故、人为事故导致的物理损失以及因太阳辐射量不足导致的发电量减少所造成的电费收入损失等。
6.4再融资服务
因光伏电站有长期稳定的上网电价和补贴，其获得长期现金流的能力具备抵押再融资的基础。
光伏电站资产证券化的意义在于以下几点：
一是拓宽融资渠道，摆脱对银行渠道的依赖；
二是在降息周期的中后期以固定利率锁定低融资成本，以改善电站长期投资回报；
三是在项目内部收益率显著高于融资成本的情况下，提高杠杆率并从而提升ROE水平。
目前来说，光伏电站可以通过融资租凭/PPA(直租、售后回租、SolarCity模式)、互联网金融、众筹模式、信托等方式进行再融资。
对于持有电站较多的企业来说，光伏资产证券化是其最大的看点。
附图：中国光伏发电发展路线图汇总
【重点上市公司经营分析】
7.1拓日新能
7.1.1公司发展基本情况
拓日新能前身深圳市拓日电子科技有限公司成立于2002年8月，是国内成立最早的太阳能企业之一。通过十几年的不断努力和创新，公司已经建立起较为完整的太阳能产业链，包括非晶硅太阳电池、单晶硅太阳电池、多晶硅太阳电池、太阳电池组件、太阳电池窗和幕墙及其他太阳能应用产品等。
7.1.2公司主要产品分析
公司是国内第一家较为纯正的光伏上市公司，上市初期公司以光伏组件生产销售为主营业务，随着近几年光伏组件的价格逐步下滑，公司管理层及时改变发展战略，利用自身优势，进入电站运营行业。
公司自2014年下半年开始电站运营业务，目前该业务盈利状况良好，毛利率逐步提升。另外公司出口业务占比48.86%受益于人民币贬值预期，也会对公司未来的盈利能力有一定幅度的提升。
7.1.3公司财务状况分析
公司进入2015年以来，盈利能力逐步提升，净利润同比增长率涨幅明显，另外公司三季报预期2015年净利润同比增长936.84%。
7.1.4公司未来发展战略分析
2015年，公司并网光伏电站130MW，同比增长160%。公司计划未来每年新增装机200MW。
公司在2015年4月，公司完成以9.50元/股定增12842.11万股，募资12.2亿元，扣除发行费用后，募集资金投向如下：
另外公司依托子公司拓日资本着手搭建光伏P2P“天加利”金融平台，借助互联网金融对为光伏产业链上的公司或个人提供周转资金。
7.2东方日升
7.2.1公司发展基本情况
公司主营收入为电池组件，在同行业中具有较强的竞争优势，虽然公司目前光伏电站营收占比微弱，但公司拟定增介入电站运营行业，并且预期规模及盈利能力相当可观。
7.2.2公司主要产品分析
公司自身的组件及电池片产品，为公司未来切入光伏电站领域提供很大的助力。
7.2.3公司财务状况分析
公司从2015年6月开始盈利能力明显提升。
7.2.4公司未来发展战略分析
2015年4月份，公司拟以8.54元/股定增29274万股募资25亿元，扣除发行费用后将投资189103万元用于279MW集中式光伏并网发电项目、60897万元用于100MW分布式光伏并网发电项目。公司目标在2016年底投资建成并运营总装机量为1GW的光伏电站。目前公司已经获得了备案的光伏电站规模约835MW。公司期待通过本次募集资金投资项目，充分发挥业务优势，抢占光伏终端应用市场先机，进入国内光伏电站运营商前列，为公司未来发展提供新的业绩增长点。
7.3亿晶光电
7.3.1公司发展基本情况
2015年1月份，公司完成以12元/股定增10230.8万股，募集资金总额12.28亿元投向100MW“渔光一体”光伏发电项目并补充流动资金。光伏项目总投资86243万元，建设期是6个月，装机容量是100MW。建设于江苏省金坛市直溪镇天荒湖水产养殖鱼塘水面上，通过充分利用土地资源，形成“上可发电，下可养鱼”的发电模式，达到光伏发电和渔业养殖的一体化有机结合。
该项目拟通过全资子公司常州亿晶具体实施，募资将以增资方式由公司投入常州亿晶。项目建成后，公司将对项目电站进行运营管理，或在时机合适时对外转让。预计内部收益率为8.83%，投资回收期为10.07年。预期从2015年三季度开始，定增的电站项目可以开始为上市公司贡献利润。
7.3.2公司主要产品分析
公司自身的组件及电池片产品，为公司未来切入光伏电站领域提供很大的助力。
7.3.3公司财务状况分析
公司2015年业绩下滑主要原因为，组件价格下滑导致公司毛利率降低，预期公司光伏电站会成为公司未来的业绩增长点。
7.3.4公司未来发展战略分析
2015年9月份，股东大会同意公司以不少于12.88元/股非公开发行不超15527万股，募集资金总额不超20亿元用于新疆昌吉200MW光伏发电项目及补充流动资金。其中新疆昌吉200MW光伏发电项目拟投资约15.9亿元，项目建设期为6个月，装机容量为200MW，该项目预计内部收益率为10.09%(所得税后)。同时4.1亿元用于补充流动资金。
【光伏电站行业投资建议】
8.1按照国家规划，到2020年国内光伏电站装机规模为150GW，2015年底我国光伏累计装机超过43GW，也就是说未来5年内光伏发电行业的年复合增长率高达28.39%。
8.2由于国家对光伏产业的扶持，尤其是对光伏电站上网电价和补贴长期支持，使得光伏电站这个行业具备获得长期现金流和盈利的能力。
8.3光伏电站的建设和运营受益于上游及中游行业规模的扩大和组件成本的降低，在总体造价成本降低及组件整体质量提高的双重条件下，作为光伏产业最下游的一端，光伏电站资产收益率显著提高。
8.4虽然国家近期发出建议稿指出，建议光伏电站进行竞价上网。此次征求意见的主要原因，一是部分地方政府随意分配指标，加上一些公司使用低质组件盲目的以获取补贴为目的；二是电站整体造价降低，而上网电价和补贴的制定标准是在之前较高的造价成本之上确定的。如果该意见稿最终实行，会对光伏电站的整体收益产生一定程度影响，但会利好具备资金优势和组件制造规模化的企业。
8.5而在光伏电站这种类金融类资产上，最大的看点在于抵押再融资、融资租凭、互联网金融、众筹、信托等各类型的资产证券化方式。一旦大众/机构投资者认可其投资逻辑，对于电站持有方来说即可有效的盘活资产，如：降低财务费用、加杠杆、加快新的电站资产建设和分散投资风险等。
