2017年我回国太阳能光伏行业产业链及上下游细分市场分析（图） - 中国报告网
2017年我回国太阳能光伏行业产业链及上下游细分市场分析（图） （1）太阳能光伏行业产业链
光伏行业隶属于太阳能行业，其细分子行业中又分为光伏电
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2017年我回国太阳能光伏行业产业链及上下游细分市场分析（图）
中国报告网提示： （1）太阳能光伏行业产业链
光伏行业隶属于太阳能行业，其细分子行业中又分为光伏电
& & & & （1）太阳能光伏行业产业链
& & & &&光伏行业隶属于太阳能行业，其细分子行业中又分为光伏电池及组件行业、光伏专用设备制造行业和光伏配件行业。其中最重要的一个子行业就是光伏电池及组件行业，是光伏行业中的主体部分，该子行业所形成的产业链也叫作光伏原料产业链，也是狭义意义上统称的光伏产业链。
图：光伏产业链
& & & &&参考观研天下相关发布的《》
& & & &&光伏产业链的上游是晶体硅原料的采集和棒、硅锭、硅片的加工制作，产业链的中游是光伏电池和光伏电池组件的制作，产业链的下游是光伏应用，包括电站系统的集成和运营。经过多年的发展，中国光伏行业产业链完整，制造能力和市场需求全球第一。
图：光伏产业链
& & & &&（2）行业的上下游关系
& & & &&①晶体硅料原料
& & & &&产业链最上游是太阳能晶硅制造，这个环节技术门槛高，具有一定垄断性。
& & & &&多晶硅生产的核心技术长期掌握在美、德、日、韩等外国企业手中，包括德国Wacker、韩国OCI、挪威REC、美国Hemlock、SunEdison、日本Tokuyama&等，形成寡头垄断的格局。我国多晶硅产业基本上是2005&年以来在我国光伏产业发展的推动下才逐步发展起来的，一路经过产能过剩、淘汰兼并，实现了落后产能的淘汰，行业集中度不断提高。根据统计，截至2016&年底，全球多晶硅产能45.5&万吨/年，国内多晶硅产能20.8&万吨/年，其中万吨级多晶硅企业达到7&家，分别为江苏中能（由协鑫集团控制）、特变电工、洛阳中硅、四川永祥（由通威股份控制）、大全新能源，亚洲硅业，赛维LDK，其产能为16.1&万吨/年，占国内多晶硅总产能的77.4%。
& & & &&近年来，在强劲光伏市场需求拉动下，国内多晶硅企业有序推进技术改进，高负荷保持生产，不断优化工艺技术水平，多数企业掌握冷氢化、万吨级生产线集成技术等，生产能力不断提高，综合能耗和还原电耗不断下降，生产成本快速下降，部分先进企业的生产成本已达全球领先水平，产品质量多数在太阳能级一级品水平，基本满足光伏市场需求。2016&年，全球多晶硅产量为37&万吨，同比增长8.82%，其中中国多晶硅产量为19.4&万吨，占全球多晶硅产量的比例首次超过一半达到52.43%，我国多晶硅原料依赖国外市场供应的局面大幅改善。未来，随着硅烷流化床法的运用与推广，多晶硅生产成本将进一步降低。
图：年全球与中国多晶硅产量
& & & &&②硅片
& & & &&硅片为多晶硅的下游工序，该环节为资本密集型，产品工艺与投入设备相关，可分为单晶硅片和多晶硅片。单晶硅片与多晶硅片在生产工艺方面存在明显差异，单晶硅片是在对多晶硅料进行拉棒形成硅棒后切割而成；多晶硅片是在对多晶硅料进行铸锭形成硅锭后切割而成。与多晶硅产品相比，单晶硅产品具有转换效率高、工作温度低、弱光性强等优点，但多晶硅产品凭借成本优势在过去几年中发展成为光伏应用市场的主流。然而，自2016&年2&月份起这一状况发生了改变。得益于单炉产出的提升，以及金钢线切工艺的引进，单晶产品成本实现了大规模的下降，压缩了多晶硅产品的成本优势。从下图中可以看出，多晶硅片价格仍维持每片0.82-0.83&美元左右，但单晶硅片已从每片1.16&美元大幅降至每片0.89美元，使单、多晶硅片每片价差从30&美分缩减至6&美分。考虑到单晶电池较高的转换效率，在发电成本上单晶电池已取得优势地位。同时，中国为了推动光伏行业的产品升级，推出了光伏“领跑者”计划，“领跑者”计划设立了组件转换效率准入门槛，明确支持高效率、高性价比产品的快速推广和应用。在单晶产品成本持续下降及领跑者计划的促进下，单晶产品的市场占有率持续提升。根据市场统计数据，2015&年全球单晶市场份额约为18%，2016&年大幅提升至24%左右，2017&年有望进一步提升至30%以上。目前单晶组件的产能受限于上游单晶硅片的供应量，然而单、多晶硅片在生产工艺、技术及设备方面均具有较大的差异性，硅片生产企业难以通过适当转换设备快速切换产品，从而导致市场上单晶硅片供不应求，其供给的增加只能依靠投资扩产。
图：多晶、单晶硅片现货价格对比（美元/片）
& & & &&我国是硅片制造大国。2016&年，全球硅片产量约69GW，我国硅片产量约63GW，国内产量占全球产量的91.30%。我国硅片环节产业集中度较高，前十家硅片企业产量占比77%，前五家占比达到58%。在全球硅片产量前十的企业中，我国共占8&家。其中，多晶硅片一线企业主要包括保利协鑫（由协鑫集团控制）、晶科能源、赛维LDK、宇峻等；单晶硅片企业主要为隆基股份、中环股份、卡姆丹克、晶龙集团和阳光能源五家企业。随着单晶产品市场占有率的提高，硅片生产企业纷纷进行单晶硅产能扩张。全球最大的多晶硅片制造商保利协鑫已于2015&年5&月在宁夏中卫投资建设10GW&单晶硅项目，其中1GW&项目已于2016年三季度投产。全球最大的单晶硅片制造商隆基股份单晶硅片产能从2015&年末的5GW，提升至2016&年末的7.5GW，未来拟投资建设的项目包括马来西亚古晋年产300MW&单晶硅棒、1GW&单晶硅片项目，以及银川隆基年产5GW&单晶硅棒和5GW&单晶硅片项目、保山隆基年产5GW&单晶硅棒项目，预计2017&年末单晶硅片产能将达到12GW&等。中环股份称，旗下子公司内蒙古中环光伏材料有限公司拟新增8GW&单晶硅材料、单晶硅片项目。
表：2015&年全球主要硅片企业产能及产量情况表（单位：GW）
& & & &&③太阳能电池
& & & &&将硅片加工为太阳能电池，是实现光电转换最为核心的步骤。太阳能电池制造环节是资本和技术双密集型行业，要求企业及时跟进最新的电池制造技术以提升电池效率，太阳能电池的转换效率越高，生产成本越低，越有利于太阳能发电系统的应用。
& & & &&根据所用材料的不同，太阳能电池可分为三大类：第一类为晶体硅太阳能电池，包括单晶硅和多晶硅；第二类为薄膜太阳能电池，包括硅基薄膜、化合物类以及有机类；第三类为新型太阳能电池，包括叠层太阳能电池、多带隙太阳能电池以及热载流子太阳能电池等。由于化合物类、有机类薄膜太阳能电池存在原材料稀缺或者有毒以及转换效率低、稳定性差等，而第三代太阳能电池技术上尚未成熟，因此目前应用较多的太阳能电池主要包括单晶硅、多晶硅以及非晶硅薄膜太阳能电池。
图：太阳能电池分类
& & & &&从各类太阳能电池市场份额的变化来看，多晶硅的高性价比使其保持了良好的市场占有率，尤其在2014&年、2015&年占比提升十分显著，而单晶硅和薄膜太阳能电池的市场份额占比有所下降。但这一状况在2016&年2&月份发生了改变。
& & & &&受益于单晶硅产品成本的下降与国家“领跑者计划”的推动，单晶硅电池在国内的市场占有率持续提升。根据市场统计数据，2015&年全球单晶市场份额约为18%，2016&年大幅提升至24%左右，2017&年有望进一步提升至30%以上。
图：&年全球单晶、多晶、薄膜太阳能电池市场份额变化
& & & &&光伏电池的转换效率为电池企业的核心竞争力。在“十二”五期间，我国光伏电池制造业技术进步不断加快，产品质量位居世界前列，商业化产品效率平均每年提升约0.3～0.4%。2015&年我国单晶硅和多晶硅太阳能电池转换效率11平均分别达到19.5%和18.3%。
& & & &&未来光电转换效率的提升主要依靠制备技术的更新换代。在过去十年中，丝网印刷全铝背场太阳能电池（Al-BSF）占据着光伏电池技术市场。根据预计，这种技术由于性能良好，生产成本较低，直到2020&年将保持其领先地位。
& & & &&然而，随着制备技术的进步，其他高效电池会对其带来竞争压力。目前，具备大规模生产应用基础的高效电池技术包括PERC（Passivated&Emitter&and&RearContact，钝化发射极及背接触电池）、PERT（&Passivated&Emitter&and&RearTotally-Diffused&Cell，钝化发射极背面全扩散电池）、HIT（Hetero-junction&withIntrinsic&Thin-layer，本征薄膜异质结电池）、IBC（Interdigitated&Back&Contact，指叉型背接触电池）等。目前，最成熟的高效电池技术为PERC&技术。PERC&电池仅需在现有全铝背场太阳能电池生产线上增加两道工艺，相较于其他高效太阳能电池，最容易在现有太阳能电池生产线基础上升级改造，潜在综合成本最低，较容易实现产业化。目前，晶科能源、阿特斯、天合光能、晶澳太阳能、乐叶及Solar&World、韩华QCells&等都陆续增加PERC&产能。此外，HIT、IBC&等电池技术也代表了高效电池的发展方向。
& & & &&我国已经成功超越欧洲、日本，成为世界太阳能电池生产第一大国。2016年，我国太阳能电池产量超过49GW，同比增长19.5%以上，占世界太阳能电池产量的71.01%，生产技术不断进步，生产成本持续下降。
表：2015&年全球前主要太阳能电池供货企业出货量及其产能（单位：GW）
& & & &&④组件
& & & &&组件生产较太阳能电池相比技术含量稍低。由于组件制造投资少、建设周期短、技术和资金门槛低、最接近市场等特点，组件生产吸引了大批企业进入，是光伏产业链中发展最快的环节之一。2016&年我国太阳能组件产量约为53GW，同比增幅达到15.7%以上，占全球太阳能组件产量约73.6%，连续10&年世界第一。我国组件生产技术不断进步，生产成本持续下降，自动化、数字化、网络化程度不断提升。为应对欧美的“双反”，多家企业开始在海外设厂，生产布局全球化趋势明显。日本、美国仍是我国主要出口区域，但新兴市场如印度、巴西、洪都拉斯、智利等规模也在快速扩大。新兴市场的兴起一定程度上优化了我国组件的出口结构，减少对欧美国家的依赖。
& & & &&我国组件企业在全球占绝对优势。作为光伏第一大国，我国光伏产品的质量被不断认可，我国光伏组件价格低于全球水平，国网能源研究院发布的《中国新能源发电分析报告2016》显示，2015&年中国晶硅组件平均价格为0.599&美元/瓦，世界光伏组件平均价格为0.611&美元/瓦。只有夏普（日本）、First&Solar（美国）等少数企业在成本上可与中国公司竞争。2015&年全球光伏组件出货量排名前十的企业更是全部都是中国企业。
表：2015&年全球光伏组件企业出货量排名（单位：GW）
& & & &&⑤应用系统
& & & &&光伏的终端应用主要为小型分布式电站和大型地面电站。光伏电站开发运营投资大，回款慢，企业核心竞争优势在于资金实力。近年来，我国光伏发电产业在《可再生能源法》及配套政策的支持下快速成长。目前，我国已建立了基础设施及工艺技术都相对成熟的光伏产品制造产业，光伏产业链多个环节的产品产能、产量均已越居全球首位，光伏产品成本不断下降，在国际市场上形成了较大的竞争优势，使得我国具备了大规模建设光伏电站的条件。
& & & &&我国是近年全球光伏装机的绝对龙头，已连续四年新增装机排名第一。2015年超越德国，成为全球累计装机第一的国家。目前，我国大型地面电站占据光伏装机总量的80%以上。在弃光限电以及上网电价下调的影响下，我国加快建设分布式光伏发电应用示范区，光伏产业投资逐渐向分布式项目转移，重点发展以大型工业园区、经济开发区、公共设施、居民住宅等为主要依托的屋顶分布式光伏发电系统。2016&年底，我国光伏发电新增装机容量34.54GW，同比增速128%，其中，分布式光伏装机容量10.32GW，同比增速204%，分布式光伏发展步伐明显加快。预计到2020&年，分布式光伏发累计电装机容量将达到70GW。
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光伏行业隶属于太阳能行业，其细分子行业中又分为光伏电
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【重磅】2016光伏产业下游将面临何种风险与挑战?
来源：光伏新闻作者：黄倩
政策风险：尽管政府出台了许多有关的支持政策，但由于该产业成本高昂无法获得可持续经济利润，导致了政府目标流产、分布式项目推广不力、上网困难、限电和补贴缺口等一系列问题。由于太阳能在电力竞价中位居所有新能源的末席，如果没有强制性的可再生能源配额制，电力需求降低和电力系统改革会使光伏电力的上网问题雪上加霜。
而传统能源和新能源两方的利益角逐也使得中国的配额制度面临着严峻挑战。另一方面，虽然特高压电网建设在五年左右能够缓解可再生能源上网容量问题，但短期来看，各地方省份为保护当地火力发电企业的利润和地方经济增长仍会将光伏发电后置，限电难以缓解。为维持现在项目收益率11%左右。
据我们估计，每0.01元的电价下调须0.1元光伏系统的成本下降来维持。14年补贴缺口增长40%，15年业内预计扩大100%，可再生能源资金补贴从1.5分每千瓦时上涨到1.9分每千瓦时，只有27%的上浮，且80%以上补贴运用于风电，光伏难解近渴。我们认为缺口扩大的速度会放缓但扩大的趋势难以扭转。
公司风险：政策风险导致公司的财务报表有四个不利表现：由于限电问题导致的使用小时数缩减、高负债比、补贴拖欠引发的现金流短缺和应收账款过多、还有投资回报不稳带来的融资困难。而诸如众筹和融资租赁等创新融资方式成本高昂且可持续性有待观察。虽然政府正在推动绿色债券的发展，但是相关的市场前景及准备工作还处于试验期，比如信息披露、绿色项目评估、投资者教育等都需要时间来完善。所有光伏电站开发商都存在资金缺口，资产负债表进一步恶化。
光伏下游产业面临风险和挑战
尽管政府不断强调可再生能源在中国能源结构中的重要性，国内的光伏产业发展仍面临诸多不利因素。虽然政府出台了一系列光伏产业支持政策，但限电问题，不断扩大的补贴缺口和传统发电企业的利益博弈导致光伏产业无法获得可持续的经济利润。同时，光伏企业的财务状况也在不断恶化，催生了众筹、绿色债券以及其他创新的但尚不成熟的融资方式。我们认为如果维持现状，中国光伏产业2016年难现实质性改善。图2总结了该产业所面临的主要问题并通过定性假设得出了我们16年的预测数据。
一、政策风险
装机目标难以实现
2014年，光伏发电装机完成量比政府目标低约4GW，完成率为76%。强劲需求促使地面式装机量完成政府预定的目标6GW，而利润较低的分布式项目却需求不振。2015年，GlobalData统计数据显示全国完成17.6GW的光伏装机量，完成率同样为76%。考虑到地面电站供应过剩而分布式电站盈利能力较差，我们认为光伏装机目标未来可能更难实现。中国光伏行业协会秘书长王勃华预计，2020年全国光伏装机总量将至少达到150GW，意味着未来5年平均每年新增约20GW的装机量。鉴于历史完成率和不断恶化的大环境，我们认为该目标很难实现。
限电问题近期预料持续
按照各省截止2015年9月并网装机容量来看，新疆(含兵团)，甘肃和内蒙古都已经早早地超过了国家给定额度。由于承载这些地区电力输送至需求量大的城市中心的特高压设施仍在建设期，这些省份仍将面临严峻的限电问题。我们预计其他地区，例如浙江和福建，也有可能遇到类似问题。
全国电网发展
可再生能源协会专家表示，国家电网承受能力不管是目前还是2020年的150GW目标都并无大碍，关键在于和传统能源发电的分配协同程度(传统火电的既得利益让步)，未来配额制的出台将是关键一步。
日，国家能源局发布《配电网建设改造行动计划(年》，《行动计划》明确提出年，配电网建设改造投资不低于2万亿元，其中2015年投资不低于3000亿元，&十三五&期间累计投资不低于1.7万亿元。预计到2020年，高压配电网变电容量达到21亿千伏安、线路长度达到101万千米，分别是2014年的1.5倍、1.4倍。
据最新国网统计数据显示，十二五期间国家投资电网工程1.8万亿。国家电网公司董事长刘振亚表示，从2015年到2020年国家电网将投资2.7万亿建设特高压等电网工程，同比增长50%。
可再生能源配额制面临挑战
从国务院2007年提出可再生能源配额制到现在，经过几轮征求意见和利益博弈，迟迟没有出台，至今仍然有很大阻力。由于自上而下难以落实，国家开始鼓励自下而上的配额制展现。2005年通过的《可再生能源法》中明确规定要对可再生能源电力实行全额收购，但实际执行并不到位。《可再生能源配额管理办法》也是谋划八年至今仍未出台，其中规定了各省级电网可再生配额指标，即当地消费的可再生能源电量与全社会用电总量的比例。
2015年有两省出台了自上而下的响应政策。具体来说，2015年4月，首个省级可再生能源配额出台，内蒙古自治区政府办公厅发布《关于建立可再生能源保障性收购长效机制的指导意见》(下称《指导意见》)，明确2015年全区可再生能源上网电量占全社会用电量达到15%，到2020年达到20%。其中，2015年风电和光伏发电限电率分别控制在15%和6%以内。具体额度分配到发电企业和电网公司，完成情况将作为考核电网公司负责人的重要指标。
2015年4月，湖北省发改委和能源局也联合下发了《关于做好可再生能源电力配额考核准备工作的通知》，要求各大发电集团在湖北省新能源装机占该集团在湖北省权益发电装机(主要指燃煤火电装机和新能源装机)的比重，2015年达到3%以上，2017年达到6%以上，2020年达到10%以上，对不能完成考核目标任务的，调减燃煤机组发电小时数。
电改加速配额制落实需求
2015年3月，电改9号文为电力行业新一轮改革拉开了序幕。电改提出放开发电侧和售电侧，实行竞价上网。各种发电方式中光伏的竞价能力最差，若电改后配额制出台不及时，光伏电站行业面临严峻挑战。
彭立斌预测，2050年我国可再生能源占比将超过60%。如果没有强制性保障，这一目标很难完成。电改后放开发电侧和售电侧是千载难逢的机会，但如果没有配额制的保护，实行竞价上网，各种发电方式比较成本逐步递增依次是水电、火电、核电、天然气、风电、太阳能，光伏的竞争能力最差。所以，如果电改后配额制出台不及时，包括光伏电站在内的可再生能源项目将会出现大面积关停，尤其是在限电严重的地区如新疆和甘肃。
促进分布式发展的政策还不能完全满足市场需要
分布式发电一直是国家支持的重点，也是十三五发展的重点，但多年来发展一直受抑制，还有待环境和政策逐渐改善和成本不断下降。
光伏上网电价进一步下调
10月30日国家发改委近日下发《关于完善陆上风电、光伏发电上网标杆电价政策的通知》(讨论稿)，拟从2016年逐年下调光伏标杆电价。正式下发的政策2016年调价力度略超预期，预计2017年进一步下调的可能性不大。
光伏上网电价下调与IRR测算
假设其他条件都不变的情况下(包括现建地面式电站7.5元/瓦成本不变)，上网标杆电价的下调对光伏项目回报收益IRR的负面影响是显著的。上网电价下调倒逼成本下降，但0.01元/千瓦时的下调对应单位成本降幅预计至少达到约0.1元/瓦才能维持并可能提高公司的盈利能力。
光伏电站的总成本中约50%来自光伏组件。光伏上网电价自2013年底以来就没有进行过调整，而模组价格自2014年1月以来已下降了17%，使得IRR由9%提高至如今的11%左右。我们预计，如果成本持续下降同时公司保持或减少融资成本，2016年光伏上网电价下调后IRR有望维持在10%左右。
光伏上网电价下调抢装潮下的质量风险
光伏电站质量风险一直存在，但在强装潮下，很多质量风险又会被淹没。现有光伏电站运营年限可达20年之久，但若质量把控不过关，日常维修费用和使用年限都会受影响。电站质量在建成后很难改善，关键在建设期间的把控，抢装期的电站质量有待考察。
国家可再生能源中心2014年11月的报告显示，国内有近三分之一的光伏电站因为质量不合格衰减率高，质量问题&一塌糊涂&。中国质量认证中心新能源部部长认为，光伏被归类为工业产品类别上，所以它属于自愿性产品认证，由企业自觉来申请，没有强制力。该中心也做了质量方面的工作，尤其是在检测和调研上做了大量工作。虽然有标准，但是很多企业没有按标准执行，这可能是目前出现质量问题非常重要的一个原因。
光伏补贴拖欠导致回收风险
国家明确表示光伏补贴未来8-10年不会停，但截至2015年年底补贴拖欠已达约300亿，回收周期可达两年之久，使得光伏发电企业账面利润虽高，但现金流迟迟收不回，资金短缺问题严重。2014年11月，中国光伏行业协会秘书长王勃华表示，2014年应收补贴为700亿元，实际上缴400亿元左右。已征收的400亿元补贴中，八成补贴了风电，留给光伏的补贴额度不足。
根据国家能源局的统计，截至2014年年底，可再生能源补贴资金缺口累计已超过140亿元。在国家政策的支持下，最近两年光伏发电量都在翻倍增长，而可再生能源补贴资金却增长相对缓慢。两者之间的差距扩大，导致资金缺口也越来越大。
尽管国家发改委在2015年年底将可再生能源补贴电价附加由0.015元/千瓦时提高到0.019元/千瓦，但27%的增长仍难以弥补每年以40%~100%速度增加的补贴缺口。
电力需求下降，光伏行业难独善其身
经济下行带来的电力需求下降将冲击整个光伏行业的利用小时数。2015年电力需求增速增长不到0.5个百分点，我们预计2016年电力需求可能下滑0.5%。在燃煤过剩的情况下，光伏行业没有配额制的上网比例保护，也没有低价成本可以比拼，有效利用小时数将会受到严峻挑战。
二、公司风险
光伏公司面临的问题包括：由于限电问题导致的利用小时数缩减、高负债比，补贴拖欠引发的现金流短缺和应收账款过多，还有投资回报不稳带来的融资困难。而诸如众筹和融资租赁等创新融资方式成本高昂且可持续性有待观察。虽然政府正在推动绿色债券的发展，但是相关的市场前景及准备工作还处于试验期，比如信息披露、绿色项目评估、投资者教育等都需要时间来完善。所有光伏电站开发商都存在资金缺口，资产负债表进一步恶化。我们认为民营企业下，在限电严重的地区，发展靠后的小规模光伏电站厂商在2016年有更大的倒闭风险。
限电风险，利用小时数降低
2015全国平均弃光率达10%，甘肃和新疆达20%以上。若公司的光伏电站分部多集中在甘肃和新疆地区，利用小时数受限电影响将显著下滑。
受限电影响的地区利用小时数显著下滑。根据我们的测算，利用小时数每下降100小时，IRR就会减少约1.2个百分点。
大多数光伏下游公司在新疆和甘肃的发电站分布超过25%，其中我们发现协合新能源在限电严重地区的分布最少。
纯下游电站开放商的平均负债权益比高达200%以上，含有EPC业务的企业负债率会相对低一些，在50%至150%之间。
由于补贴拖欠，应收账款周转天数一直稳步增长，行业平均天数已由2011年的100-150天上涨到0天。我们预计下游光伏企业的应收账款天数将维持高位，2016年达到150-200天。
当补贴拖欠维持高位时，更成熟的光伏开发商主要从已建成的电厂获得资金。新进入者由于运营时间通常少于两年而倍感压力，经营现金流已低于净利润。
政策执行风险和投资收益不稳导致大多数光伏企业面临融资困境，不得不发行成本高昂的小额债券和可转债，而资本市场股权融资又需要良好的行业前景和价值投资者的认可。由于违约风险的考量，银行资信要求高，从银行借款也困难重重。
创新融资方式风险待考
近期比较流行的是融资租赁，将融资产品设计成类理财产品，募集大众资产。其风险在于对于项目IRR在10%~12%的光伏电站项目来说，给予大众的理财回报达到什么水平才可以维持其可持续发展而不至于陷入庞氏骗局的窘境还有待实践检验。现阶段光伏理财产品的回报率从6%~10%不等。
绿色债券发展仍需时间
在彭博社举办的2015年新能源峰会上，中国人民银行研究局首席经济学家、中国金融学会绿色金融专业委员会主任马骏强调了在中国建立绿色投资价格体系的重要性。马骏表示，要建立绿色投资价格体系，每年需要3-4万亿的绿色投资，但财政能力有限，每年只有2500亿的财政投资，其他还需民间资本投资补充。今年4月，中国人民银行成立专业委员会以推动绿色能源投资发展，其中对于绿色项目的界定很关键。正在编写的国内和国际绿色能源案例研究有望明年出版。同时管理层最近也建议和争取在证券法上加上强制性环境信息披露。
发改委于号公布《生态文明体制改革总体方案》：明确提出建立绿色金融体系设计。在此之前都是研究阶段，现在得到顶层支持，有利于原则性问题的落实。文件也提到发展绿色债券市场、绿色股票指数等。绿色债券的发展在国外已有7-8年历史，中国还没有官方概念产品，但有些公司已经尝试发行。金风科技在香港发过3亿美元的绿色债，久期三年，收益率2.5%。
绿色债券算是一种新的融资渠道，之前主要是依靠信贷和资本市场融资。绿色债券可以减少期限结构风险(银行偏好短期，公司偏好长期);可以应用于有稳定现金流的公司，如水处理和新能源科技公司等。不过，中国绿色债券体系的建立和该种融资的普及在未来五年仍将面临诸多挑战。&&
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