一、行业范围

    本政策所称“光伏行业”是指按国家统计局《国民经济行业分类》(GB/T4754-2011)标准中的C2664A光伏发电所用电子半导体材料制造、C3825光伏设备及元器件制造[1]、D4415太阳能发电。

    由于光伏行业是成长性行业，与国标行业分类难以直接对应，因此，银行将主营业务产品属于光伏发电系统组成部分的企业均划分为光伏行业。对于实际上属于光伏行业，但因国标范围对应的银行行业为非光伏的，可以参照本授信投向政策执行。

    二、行业概况

    1、光伏发电技术路线

    光伏发电产业按电池技术路线主要分为晶体硅太阳能电池、薄膜太阳能电池和聚光光伏电池。

    太阳能电池根据所用材料的不同，可分为：晶体硅太阳能电池、多元化合物薄膜太阳能电池、聚合物多层修饰电极型太阳能电池、纳米晶太阳能电池、有机太阳能电池。

    晶体硅太阳能电池分为单晶硅太阳能电池、多晶硅太阳能电池两种。晶体硅太阳能电池约占当前光伏市场85%份额。晶体硅电池技术成熟、性能稳定，是光伏电池的主流品种。晶体硅电池的主流地位中期不会改变。

    薄膜电池是利用非常薄的感光材料制成，附着或涂层于廉价的玻璃、不锈钢或塑料衬底上。相较于晶体硅电池，优势是：技术造价比晶体硅低，可用于楼宇立面和商用建筑的屋顶，适于建筑一体化应用，是建设低碳环保型建筑物的材料；在弱光或散射光线条件下，依然能够发电，适用条件较为宽松。劣势是光电转换效率较低，商业化应用的转换率目前普遍在8%-10%左右；存在光电效率衰退效应，稳定性不高。

    多元化合物薄膜太阳能电池材料为无机盐，其主要包括砷化镓III-V族化合物、硫化镉、碲化镉及铜锢硒薄膜电池等。

    砷化镓(GaAs)III-V族化合物光伏电池的转换效率可达40%。GaAs化合物材料具有十分理想的光学带隙以及较高的吸收效率，抗辐照能力强，对热不敏感，适合于制造高效单结电池。但是GaAs材料的价格不菲，因而在很大程度上限制了GaAs电池的普及。

    硫化镉、碲化镉薄膜光伏电池的效率较非晶硅薄膜光伏电池效率高，成本较晶体硅光伏电池低，并且也易于大规模生产，但镉有剧毒，会对环境造成严重污染。

    铜铟硒薄膜光伏电池(简称CIS)适合光电转换，不存在光致衰退问题，转换效率也较高。具有价格低廉、性能良好和工艺简单等优点，将成为今后发展光伏电池的一个重要方向。唯一问题是材料来源，铟和硒都是稀有元素，因此这类电池的发展必然受到限制。

    其他太阳能电池目前大都处于实验室阶段。

    此外，太阳能发电技术还包括聚光光伏发电(CPV)和聚光光热发电(CSP)。聚光光伏发电(CPV)利用聚集的太阳光，进行光伏转换，约占聚光路线的3%。聚光光热发电(CSP)通过聚集光热产生蒸汽，推动涡轮，带动发电机发电，通常规模大于1MW，适合阳光充足的荒漠地带；它同时可以借助生物质等其它燃料，实现持续稳定供电，更受电网欢迎。CSP技术路线占聚光路线的比例为97%。聚光光热(CSP)技术按照聚光方式的不同，可以分为槽式技术、塔式技术、碟式技术和菲涅耳式技术。

    使用晶硅电池和薄膜电池进行光电转换，分别是第一、第二代太阳能利用技术，均已得到了广泛应用。

    利用光学元件将太阳光汇聚后再进行利用发电的聚光太阳能技术，被认为是太阳能发电未来发展趋势的第三代技术。

    太阳能电池技术未来发展的主要目标仍然是围绕着提高产品的转换效率、降低生产成本和能耗、延长产品的使用寿命这几个方面。

    晶体硅光伏电池产业一般可划分为：上游——多晶硅生产、中游——单晶拉棒(或多晶铸锭)、切片，下游——电池片制造、光伏组件和发电应用系统。完整的晶体硅光伏产业生产链条包含以下生产环节：

    2、光伏行业不同产业链环节具有以下特点：

    (1)上游(多晶硅)为资本和技术密集型行业

    多晶硅生产总体讲为技术密集型和资本密集型。多晶硅材料的生产技术长期以来掌握在Tokuyama、三菱、Hemlock、Asimi、SGS、MEMC、Wacker等公司(以上公司被称为多晶硅生产传统七大家)手中。虽然国内企业在引进国外技术基础上进行了一些消化和吸收，但和发达国家相比仍存在着能耗高、质量不稳定等问题。此外，由于国内大部分多晶硅料生产企业没有掌握核心技术，关键设备大多高价引自国外，高额的生产设备的成本分摊到产品上，造成多晶硅成本高出国际多晶硅八大生产厂商(美国的Hemlock、AsiMi、SGS、MEMC，德国的Wacker，日本的Tokuyama、Mitsubishi、Sumitomo)平均生产成本。

    具体来讲，多晶硅生产具有以下特点：

    ①生产工艺决定了多晶硅制造成本

    不同的生产工艺决定了多晶硅的制造成本，如改良西门子法生产成本为25美元-35美元/公斤(据了解目前江苏中能硅业的采用改良西门子法生产成本已降至20美元/公斤以下)，而代表着现代最新工艺的循环流化床工艺，其公斤能耗将下降至20-40Kwh，能耗为西门子法的20％-30％，总体生产成本较西门子法下降30％左右，该工艺一旦大规模应用，每公斤多晶硅成本最低可逼近10美元。

    ②闭环工艺大大降低了环境污染

    通过对尾气的回收利用，实现全循环、零排放，有效降低了成本，并大大减少了环境污染。

    ③规模优势

    多晶硅制造企业需具有一定规模优势，其成本方可控制在合理范围以内。目前国际上认为产能规模在3000吨以上具有较好规模优势。而多晶硅投资1000吨产能所需金额约1.5亿美元，故多晶硅制造企业若达到规模优势需投资达4.5亿美元。

    (2)中游(单晶拉棒/多晶融锭、切片)类似于机械加工，主要为设备投入，对技术要求不高。总体来讲，单晶拉棒/多晶融锭、切片生产为资本密集型，其技术含量不高，主要为设备投入，工艺特点反映为机器设备是否先进。

    (3)下游包括电池片生产、组件，电池片生产为资本和技术密集型行业、组件生产为劳动力密集型行业。

    在整个光伏产业中，电池片生产和组件环节为我国最具竞争力的环节。具体来讲，具有以下特点：

    ①电池片生产工艺不断改良最终目标为提高光电转换效率，降低衰减率；

    ②多晶体硅电池成为主要趋势；

    ③电池组件环节基本为劳动力密集型，因我国劳动力成本较低，具有较大生产优势；

    ④非晶硅光伏电池技术相对晶体硅电池优势逐步降低；

    随着多晶硅价格下跌，且非晶硅光伏电池所使用稀有金属价格较高，非晶硅光伏电池成本优势大幅减低。薄膜电池技术发电成本比晶硅电池成本低，但设备投资却是晶体硅电池的7～8倍，前期投资巨大，加上国内的薄膜技术还不成熟，其竞争力不如晶硅电池。

    ⑤电池组件90%以上依赖出口；

    因太阳能发电成本要到2015年之后才有可能与常规发电成本持平，而我国相关补贴政策相对而言尚不完善，故电池组件主要依赖出口。

    此外目前国内光伏行业现状是“两头小中间大”：中端组件产能严重过剩，但终端电站建设和平价上网却迟迟没有迈出实质步伐，导致行业严重依赖出口。

    商务部网站显示，2014年1-6月份全球光伏电池出口额为74.2亿美元，其中亚洲以38.2亿美元居首，北美洲以15亿美元位居第二，欧洲则以14.55亿美元出口额屈居第三。

    ⑥电池组件生产为劳动力密集型，对技术和资金需求不高，这种特点导致了我国电池组件生产以中小企业为主。

    3、光伏行业总体发展状况：

    (1)目前国内光伏行业现状是“两头小中间大”，各环节发展不均衡，产业链不完整的企业受上下游供需不均衡影响较大，行业主力以在海外上市的民营企业为主，大型企业纷纷延伸产业链，近年来越来越多的企业进入光伏行业，国有企业加大力度在光伏领域布局。

    光伏产业属于典型的规模经济型产业，只有企业的产能规模达到了一定水平，才能增强其成本控制能力。

    (2)我国太阳能光伏行业仍面临原料、关键技术设备、市场需求“三头在外”的现象。2014上半年中国进口多晶硅4.6万吨，较去年同期增加17.4%。其中84%来自三个出口国：美国(21.8%)，韩国(30.0%)，德国(32.6%)。尽管中国在今年1月公布了对从美国和韩国进口的多晶硅将征收惩罚性关税，但实际情况中几乎所有这两国出口到中国的多晶硅都通过加工贸易(来料加工或进料加工)的渠道避免了关税。现阶段光伏发电终端市场主要集中于政府补贴较高的欧洲国家。

    (3)需求是预测太阳能光伏组件价格的关键。光伏组件量价关系表现为：电价下调—项目收益率下降—装机需求回落—组件价格下降—项目收益率提高—装机需求上升—组件价格企稳。因此在今年市场供给不存在问题的前提下，需求判断是预测价格的关键。

    (4)光伏应用系统产品、光伏专用设备制造国产化进程加速，部分设备开始出口。我国太阳能电池制造设备和太阳能光伏组件封装设备已经成功实现了国产化，太阳能电池制造设备如扩散炉、等离子刻蚀机、清洗机、管式PECVD以及烘干/烧结炉，组件制造设备中的层压机，材料制造设备中的单晶炉、多晶硅铸锭炉、切片机等设备，以性价比优势取得了一定市场份额。

    (5)行业发展机遇

    ①光伏行业增长较快，具有广阔的发展空间。

    光伏产业作为可再生能源领域的生力军，已是世界上增长最快的产业之一，全球各种以光伏产业为主导的企业犹如雨后春笋一般茁壮成长。光伏发电不需要燃料，无气体排放，具有无污染、安全、长寿命、维护简单、资源永不枯竭和资源分布范围广泛等特点，被认为是21世纪最重要的新能源。

    2014年上半年，我国电池组件产能超过40吉瓦，产量约15吉瓦，同比增长30.4%。光伏产业已成为中国为数不多的、可以与国际企业站在同一起跑线上参与竞争的产业，是我国最有希望在全球范围内培育竞争优势的战略性新兴产业之一。

    ②国家政策扶持产业发展

    《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》(国发[2013]24号)发布以来，各地区积极制定配套政策和实施方案，有力推动了分布式光伏发电在众多领域的多种方式利用，呈现出良好发展态势。但是各地区还存在不同程度的政策尚未完全落实、配套措施缺失、工作机制不健全等问题。为破解分布式光伏发电应用的关键制约，大力推进光伏发电多元化发展，加快扩大光伏发电市场规模，现就进一步落实分布式光伏发电有关政策通知如下：

    一、高度重视发展分布式光伏发电的意义。光伏发电是我国重要的战略性新兴产业，大力推进光伏发电应用对优化能源结构、保障能源安全、改善生态环境、转变城乡用能方式具有重大战略意义。分布式光伏发电应用范围广，在城乡建筑、工业、农业、交通、公共设施等领域都有广阔应用前景，既是推动能源生产和消费革命的重要力量，也是促进稳增长调结构促改革惠民生的重要举措。各地区要高度重视发展分布式光伏发电的重大战略意义，主动作为，创新机制，全方位推动分布式光伏发电应用。

    二、加强分布式光伏发电应用规划工作。各地区要将光伏发电纳入能源开发利用和城镇建设等相关规划，省级能源主管部门要组织工业企业集中的市县及各类开发区，系统开展建筑屋顶及其他场地光伏发电应用的资源调查工作，综合考虑屋顶面积、用电负荷等条件，编制分布式光伏发电应用规划，结合建设条件提出年度计划。各新能源示范城市、绿色能源示范县、新能源应用示范区、分布式光伏发电应用示范区要制定分布式光伏发电应用规划，并按年度落实重点建设项目。优先保障各类示范区和其它规划明确且建设条件落实的项目的年度规模指标。

    三、鼓励开展多种形式的分布式光伏发电应用。充分利用具备条件的建筑屋顶(含附属空闲场地)资源，鼓励屋顶面积大、用电负荷大、电网供电价格高的开发区和大型工商企业率先开展光伏发电应用。鼓励各级地方政府在国家补贴基础上制定配套财政补贴政策，并且对公共机构、保障性住房和农村适当加大支持力度。鼓励在火车站(含高铁站)、高速公路服务区、飞机场航站楼、大型综合交通枢纽建筑、大型体育场馆和停车场等公共设施系统推广光伏发电，在相关建筑等设施的规划和设计中将光伏发电应用作为重要元素，鼓励大型企业集团对下属企业统一组织建设分布式光伏发电工程。因地制宜利用废弃土地、荒山荒坡、农业大棚、滩涂、鱼塘、湖泊等建设就地消纳的分布式光伏电站。鼓励分布式光伏发电与农户扶贫、新农村建设、农业设施相结合，促进农村居民生活改善和农业农村发展。对各类自发自用为主的分布式光伏发电项目，在受到建设规模指标限制时，省级能源主管部门应及时调剂解决或向国家能源局申请追加规模指标。

    四、加强对建筑屋顶资源使用的统筹协调。鼓励地方政府建立光伏发电应用协调工作机制，引导建筑业主单位(含使用单位)自建或与专业化企业合作建设屋顶光伏发电工程，主动协调电网接入、项目备案、建筑管理等工作。对屋顶面积达到一定规模且适宜光伏发电应用的新建和改扩建建筑物，应要求同步安装光伏发电设施或预留安装条件。政府投资或财政补助的公共建筑、保障性住房、新城镇和新农村建设，应优先考虑光伏发电应用。地方政府可根据本地实际，通过制定示范合同文本等方式，引导区域内企业建立规范的光伏发电合同能源管理服务模式。地方政府可将建筑光伏发电应用纳入节能减排考核及奖惩制度，消纳分布式光伏发电量的单位可按折算的节能量参与相关交易。鼓励分布式光伏发电项目根据《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》参与国内自愿碳减排交易。

    五、完善分布式光伏发电工程标准和质量管理。加强光伏产品、光伏发电工程和建筑安装光伏发电设施的安全性评价和管理工作，对载荷校核、安装方式、抗风、防震、消防、避雷等要严格执行国家标准和工程规范。并网运行的光伏发电项目和享受各级政府补贴的非并网独立光伏发电项目，须采用经国家认监委批准的认证机构认证的光伏产品。建设单位进行设备的采购招标时，应明确要求采用获得认证的光伏产品，施工单位应具备相应的资质要求。各地区的市县(区)政府要建立建筑光伏发电应用的统筹协调管理工作机制，加强分布式光伏发电项目的质量管理和安全监督。各级地方政府不得随意设置审批和收费事项，不得限制符合国家标准和市场准入条件的产品进入本地市场，不得向项目单位提出采购本地产品的不合理要求，不得以各种方式为低劣产品提供市场保护。

    六、建立简便高效规范的项目备案管理工作机制。各级能源主管部门要抓紧制定完善分布式光伏发电项目备案管理的工作细则，督促市县(区)能源主管部门设立分布式光伏发电项目备案受理窗口，建立简便高效规范的工作流程，明确项目备案条件和办理时限，并向社会公布。鼓励市县(区)政府设立“一站式”管理服务窗口，建立多部门高效协调的管理工作机制，并与电网企业衔接好项目接网条件和并网服务。对个人利用住宅(或个人所有的营业性建筑)建设的分布式光伏发电项目，电网企业直接受理并网申请后代个人向当地能源主管部门办理项目备案。

    七、完善分布式光伏发电发展模式。利用建筑屋顶及附属场地建设的分布式光伏发电项目，在项目备案时可选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式。“全额上网”项目的全部发电量由电网企业按照当地光伏电站标杆上网电价收购。已按“自发自用、余电上网”模式执行的项目，在用电负荷显著减少(含消失)或供用电关系无法履行的情况下，允许变更为“全额上网“模式，项目单位要向当地能源主管部门申请变更备案，与电网企业签订新的并网协议和购售电合同，电网企业负责向财政部和国家能源局申请补贴目录变更。在地面或利用农业大棚等无电力消费设施建设、以35千伏及以下电压等级接入电网(东北地区66千伏及以下)、单个项目容量不超过2万千瓦且所发电量主要在并网点变电台区消纳的光伏电站项目，纳入分布式光伏发电规模指标管理，执行当地光伏电站标杆上网电价，电网企业按照《分布式发电管理暂行办法》的第十七条规定及设立的“绿色通道”，由地级市或县级电网企业按照简化程序办理电网接入并提供相应并网服务。

    八、进一步创新分布式光伏发电应用示范区建设。继续推进分布式光伏发电应用示范区建设，重点开展发展模式、投融资模式及专业化服务模式创新。在示范区探索分布式光伏发电区域电力交易试点，允许分布式光伏发电项目向同一变电台区的符合政策和条件的电力用户直接售电，电价由供用电双方协商，电网企业负责输电和电费结算。鼓励示范区政府与银行等金融机构合作开展金融服务创新试点，通过设立公共担保基金、公共资金池等方式为本地区光伏发电项目提供融资服务。各省级能源主管部门组织具备条件的地区提出示范区实施方案报国家能源局，国家能源局会同有关部门研究确定有关政策条件后指导示范区组织实施。对示范区内的分布式光伏发电项目(含就近消纳的分布式光伏电站)，可按照“先备案，后追加规模指标”方式管理，以支持示范区建设持续进行。

    九、完善分布式光伏发电接网和并网运行服务。在市县(区)电网企业设立分布式光伏发电“一站式”并网服务窗口，明确办理并网手续的申请条件、工作流程、办理时限，并在电网企业相关网站公布。对法人单位申请并网的光伏发电项目，电网企业应及时出具项目接入电网意见函，在项目完成备案后开展相关配套并网工作，对个人利用住宅(或个人所有的营业性建筑)建设的分布式光伏发电项目，电网企业直接受理并及时开展相关并网服务。电网企业应按规定的并网点及时完成应承担的接网工程，在符合电网运行安全技术要求的前提下，尽可能在用户侧以较低电压等级接入，允许内部多点接入配电系统，避免安装不必要的升压设备。项目单位和电网企业要相互配合，如对接网方式存在争议，可申请国家能源局派出机构协调。电网企业提供的电能计量表应可明确区分项目总发电量、“自发自用”电量(包括合同能源服务方式中光伏企业向电力用户的供电量)和上网电量，并具备向电力运行调度机构传送项目运行信息的功能。

    十、加强配套电网技术和管理体系建设。各级电网企业在进行配电网规划和建设时，要充分考虑当地分布式光伏发电的发展潜力、规划和建设情况，采用相应的智能电网技术、配置相应的安全保护和运行调节设施。对分布式光伏发电规模大的新能源示范城市、绿色能源示范县、分布式光伏发电应用示范区，应同步制定相应的智能配电网建设方案，建设双向互动、控制灵活、安全可靠的配电网系统。建立包含分布式光伏发电功率预测和实时运行监测等功能的配电网运行信息管理系统，开展需求侧响应负荷管理，对区域内的分布式光伏发电实现实时动态监控和发输用一体化控制。鼓励探索微电网技术并在相对独立的区域应用，提高局部电网接纳高比例分布式光伏发电的能力。

    十一、完善分布式光伏发电的电费结算和补贴拨付。各电网企业按月(或双方约定)与分布式光伏发电项目单位(含个人)结算电费和转付国家补贴资金，要做好分布式光伏发电的发电量预测，按分布式光伏发电项目优先原则做好补贴资金使用预算和计划，保障分布式光伏发电项目的国家补贴资金及时足额转付到位。电网企业应按照有关规定配合当地税务部门处理好购买分布式光伏发电项目电力产品发票开具和税款征收问题。对已备案且符合年度规模管理的项目，电网企业应做好项目电费结算和补贴发放情况的统计，并按要求向国家和省级能源主管部门及国家能源局派出机构报送相关信息。项目并网验收后，电网企业代理按季度向财政部和国家能源局上报项目补贴资格申请。

    十二、创新分布式光伏发电融资服务。鼓励银行等金融机构结合分布式光伏发电的特点和融资需求，对分布式光伏发电项目提供优惠贷款，采取灵活的贷款担保方式，探索以项目售电收费权和项目资产为质押的贷款机制。鼓励银行等金融机构与地方政府合作建立分布式光伏发电项目融资服务平台，与光伏发电骨干企业建立银企战略合作关系，探索对有效益、有市场、有订单、有信誉的“四有企业”实行封闭贷款。鼓励地方政府结合民生项目对分布式光伏发电提供贷款贴息政策。鼓励采用融资租赁方式为光伏发电提供一体化融资租赁服务，鼓励各类基金、保险、信托等与产业资本结合，探索建立光伏发电投资基金，鼓励担保机构对中小企业建设分布式光伏开展信用担保，在支农金融服务中开展支持光伏入户和农业设施光伏利用业务。建立以个人收入等为信用条件的贷款机制，逐步推行对信用度高的个人安装分布式光伏发电设施提供免担保贷款。

    十三、完善产业体系和公共服务。通过市场机制培育分布式光伏发电系统规划设计、工程建设、评估认证、运营维护等环节的专业化服务能力。鼓励技术先进、投资能力强、经营规范的企业按照统一标准规范开展项目设计、施工、建设、管理及运营一体化服务，建立网络化的营销和技术服务体系。完善光伏发电工程设计、施工和运行维护的从业资格认证制度,健全相关从业机构和企业的资信管理体系。建立光伏产业监测和预警机制，及时发布技术、市场、产能、质量等信息和预警预报，引导行业理性健康发展。

    十四、加强信息统计和监测体系建设。国家能源局建立并完善覆盖光伏发电项目备案、接网申请、建设进度、并网容量、发电量、利用方式等情况的信息管理系统，委托国家可再生能源信息管理中心(依托中国水电水利规划设计总院)管理。各市县(区)能源主管部门按月在信息管理系统填报项目备案情况，各省级能源主管部门及时督促并汇总，国家能源局派出机构及时查询跟踪情况。国家电网公司、南方电网公司等电网企业按月进行接网申请、并网容量、发电量信息、电费结算、补贴发放等情况的信息统计，按月报送国家能源局并抄送国家可再生能源信息管理中心。各省级能源主管部门按季度在信息管理系统报送项目备案、建设和运行的汇总信息，按半年、全年向国家能源局上报发展情况的总结报告。国家可再生能源信息管理中心按季度、半年、全年向国家能源局报送全国光伏发电统计及评价报告。

    十五、加强政策落实的监督检查和市场监管。国家能源局派出机构会同地方能源主管部门等加强分布式光伏发电相关国家和地方政策落实的监督检查。国家能源局派出机构负责对分布式光伏发电的并网安全进行监管，电网企业应配合做好安全监管的技术支持工作。建立对电网企业的接网服务、接入方案、并网运行、电能计量、电量收购、电费结算、补贴资金发放各环节进行全程监管的工作机制。加强对分布式光伏发电合同能源服务以及电力交易的监管，相关方发生争议时，可向国家能源局派出机构申请协调，也可通过12398举报投诉电话反映，国家能源局派出机构应会同当地能源主管部门协调解决。如电网公司未按照规定接入和收购光伏发电的电量，按照《可再生能源法》第二十九条规定承担法律责任。国家能源局派出机构会同省级能源主管部门对分布式光伏发电开展专项监管，按半年、全年向国家能源局上报专项监管报告，并以适当方式向社会公布，发现重大问题及时上报。

    4、行业发展趋势

    (1)行业下行趋势将持续，但2015年后半段有望出现行业“拐点”。

    受欧、美、印等国“双反”政策持续压制国内光伏企业、国内市场竞争无序等因素影响，2013年国内各类光伏产品价格基本呈逐渐下跌趋势，大量缺乏核心技术，只能在较低水平上进行单一生产或组装的中小企业遭遇市场淘汰。

    预计在2015年前半年，随着美国“双反”负面影响持续，以及欧洲“双反”的初裁及发酵，我国光伏产业外需仍将持续疲软。与此同时，国内光伏产业扶持政策仍需时间出台细则和实际落实，国内光伏产业仍难以形成规模化内需。受此影响，全国业内大企业产能利用率将会保持低位。然而，随着国内光伏市场的启动，以及海外利空政策的出尽，国内业内大企业预计将在2015年第三季度出现产能利用率提升，第四季度实现产能优化与重扩，但小企业受技术与成本影响，退出趋势仍将持续。待行业产能有效退出完成，光伏行业有望迎来景气“拐点”。

    (2)传统市场增长空间有限，但国际新兴市场有望崛起。

    在目前全球光伏产业市场需求方面，欧洲占据最大份额，我国光伏出口欧洲市场高达70%。然而，受意大利公布“第五能源法案”草稿终稿及德国光伏补贴政策调整影响，市场需求将遭受负面冲击，但随着光伏组件成本进一步下降带来的系统成本的下降，能基本缓冲补贴下降导致的收益下降影响，传统欧洲光伏市场将整体维持一个较为“温和增长”的态势。

    与此同时，监测数据表明，根据最新北美光伏市场季度报告数据显示，2013年美国太阳能光伏新安装量创纪录地达到4.2GW，比2012年增长15%，成为继亚太之后全球第二大光伏市场。第四季度的太阳能光伏安装量也创下了新记录，高达近1.4GW。2013年美国光伏市场主要由大型电站项目主导，在新增项目中占比超过80%。其中地面电站达到3GW，仅第四季度便超过了1GW。大型屋顶项目的需求量超过了500MW，与前几年水平相当。同期日本光伏组件销售收入亦出现了猛增，受其国内政策推动影响，美、日光伏产业市场仍处于成长初期，未来成长空间不可限量。与此同时，目前在罗马尼亚和南非，同时出现了电价上涨和光伏系统成本下滑的趋势，两国光伏产业增长空间潜力可期。此外，2013年中国光伏系统安装量将超过6GW，超过德国成为全球最大光伏市场。而据我国最新修订的“十二五”规划光伏发电装机指标，2015年我国光伏发电装机指标将上调至21GW，2020年则进一步上调至50GW，未来国内光伏市场有望实现持续发力。

    (3)国际贸易争端和汇率风险将有所增加

    世界主要国家将新能源产业列为重点发展的行业，我国光伏行业在未来的发展进程中，会面临更多的国际贸易争端，同时人民币升值的压力不断加大，加之主要订单基本来自国外，光伏行业面临较大的汇率风险。

    三、总体发展原则

    “控制总量，调整结构”是指在世界传统能源逐渐枯竭的背景下，光伏电池发电作为世界新型能源前景看好；但在现阶段，光伏行业产品依赖出口和政府补贴，面临国际贸易争端、产品价格持续下降、行业整体出现亏损，部分企业抗周期波动能力差，大量中小企业关停，因此，从防范风险的角度考虑，对光伏行业实行“控制总量”。此外，针对光伏行业产业链特征，大力发展供应链融资，加大国内、国际贸易融资占比，授信方案设计应考虑有效带动结算回款，控制中长期贷款比例，以达到“调整结构”、降低行业信贷风险。

    四、行业信贷投向政策

    (一)客户及项目准入

    1、根据光伏电池产业链，实施以下客户准入标准：

    对于涉及产业链一个及以上环节的客户，收入占比最大的环节须符合以上指标；对于规模指标，授信存续期内能够提供足额抵质押的，可以酌情下调。

    对于多晶硅生产企业，关注《多晶硅行业准入名单》，对不符合《多晶硅行业准入条件》且整改仍不达标的企业，不得提供授信，存量授信应逐步压缩退出。不介入新建和扩建多晶硅项目；仅适度介入投产时间较长、技术实力雄厚、股东在相关行业背景且资金实力较强、财务状况良好的多晶硅生产企业的短期融资需求。

    对于中小企业，仅限于低风险业务和标准贸易融资业务。

    2、对集成系统及配套设备领域，如多晶硅铸锭炉、单晶炉、切片机、扩散炉、等离子刻蚀机、清洗/制绒机等光伏装备制造企业，和与光伏终端应用关系密切的支架、逆变器、控制器等光伏应用系统配件制造企业及建设安装承包企业，在技术掌握充分、产品经市场充分验证、与光伏行业重点企业配套关系稳定的前提下，可适度开展贸易融资、短期授信合作，谨慎介入中长期授信品种。

    3、由于近年来晶体硅太阳能光伏电池成本不断下降，导致薄膜电池的竞争优势不再明显。薄膜电池扩大市场份额的阻力在于其综合成本较高，建筑一体化市场尚未打开。因此，现阶段审慎介入薄膜电池制造企业授信。

    4、在国家政策大力扶持的情况下，光伏发电并网上网难问题会得到有效解决，因此，现阶段可择优支持各省申报的“分布式光伏发电应用示范区”项目和其它股东背景良好、能够顺利实现并网、预期收益较好的光伏电站项目。

    5、严格控制光伏制造企业新建项目和单纯产能扩张的项目贷款和固定资产贷款。

    6、严禁介入光伏行业的小微授信业务。

    (二)担保方式准入

    除标准贸易融资外，该行业授信原则上不予信用方式支持，敞口授信应落实合法有效保证和抵质押担保，其中中小企业的敞口授信原则上应落实合法有效的抵质押担保。

    抵质押物应首选手续齐备、估值客观的土地、房产；其次为市场价格透明、变现能力较强、监管规范的生产原辅料；产成品与生产设备为最次选择。

    (三)绿色信贷要求

    对于达不到废水、废气、固体废物、噪声排放标准的企业，未取得有审批权限的环境保护行政主管部门出具的环境影响审批文件的企业，以及未取得项目竣工环境保护验收合格文件的企业，不得新增授信。

    五、营销策略

    (一)从有效扩大银行中间业务收入、掌握企业真实经营状况角度出发，该行业授信方案设计应优先考虑贸易融资，带动供应链上下游企业在银行结算；从稳定银企合作、争取贸易融资份额角度出发，可给予流动资金贷款支持。

    (二)围绕行业内核心客户大力发展供应链融资。对应核心客户，大力发展国内信用证、国内保理、商业承兑汇票贴现/包买、供应链卖方/买方融资等业务。

    (三)贷款定价应遵循银行有关定价政策，并通过为客户提供全方位的金融服务，提高收益水平。

    (四)关注太阳能光热发电领域的业务机会。

    太阳能光热发电在国际上已成为可再生能源的发展热点,开始商业化运作。《国家产业结构调整指导目录(2011年本)》在涉及国家政策重点鼓励类的多个项目中，新能源、建筑两大领域均与太阳能光热发生着密切的关系。在新能源产业的十大升级方向中，太阳能光热就占据了三个，分别为“太阳能热发电集热系统的开发制造”、“太阳能建筑一体化组件设计与制造”、“高效太阳能热水器及热水工程，太阳能中高温利用技术开发与设备制造”。在建筑领域，涉及太阳能光热的则有“太阳能热利用及光伏发电应用一体化建筑”。

    六、信贷管理要求

    (一)对客户股权变更、财务指标恶化、客户向上下游延伸的项目投资等情况要在合同中设定限制条款。

    (二)贷后管理中需加强对企业生产经营情况的实时监控，关注国家相关扶持政策的落实情况，以及发生的各种国际贸易争端，及时做出对相关企业影响的判断。

    (三)2009年9月国务院发布的《关于抑制部分产能过剩和重复建设引导产业健康发展若干意见》将多晶硅列进“产能过剩”名单。

    2011年1月《多晶硅行业准入条件》出台，有利于具有技术优势、规模和成本优势的大型生产企业。《多晶硅行业准入条件》规定，工业和信息化部负责多晶硅行业管理，形成《多晶硅行业准入名单》，实行社会监督、动态管理；对不符合准入条件的企业，工业和信息化部通知省级工业和信息化主管部门责令企业整改，整改仍不达标的企业应当逐步退出多晶硅生产。

    因此需重点关注银行已有授信的多晶硅制造企业，对于未能进入《多晶硅行业准入名单》，且经整改仍不达标的企业，需采取及时、有效的退出措施。

    (四)光伏行业需要密切关注以下风险：

    1、政策风险

    太阳能光伏产业主要受国外政策推动而发展起来的，目前部分欧洲国家削弱了太阳能产业的支持力度，减少财政支持和补贴额度。其影响必然传递到下游，影响整个太阳能电池产业的发展。

    全球光伏产业仍然是政策性产业，其景气度受各国政策扶持力度影响非常大，而全球太阳能电池产业的发展受西方国家光伏政策支持，在金融危机发生后，国际太阳能市场需求的变化具有不确定性。补贴政策从紧，下游需求萎缩，从而在短期内对整个产业有不利影响。中期看补贴政策、远期看平价上网。

    2、技术风险

    当前制约光伏发电成本降低的技术难点包括多晶硅生产成本、电池片硅耗、电池光电转化率、电池使用寿命等工艺。

    成熟多晶硅生产技术—西门子工艺的关键是闭环工艺，不但大大降低成本，而且有效实现环保。在国内部分企业已实现闭环工艺时，wacker公司、REC公司已选用了先进的循环流化床工艺扩产，该工艺总体生产成本较西门子法下降30％左右。如果未来该种工艺成为市场主流，国内多晶硅生产企业因缺乏技术更新换代能力可能会受到一定不利影响。

    中游切片厚度下降降低了电池对硅消耗成本，但下游电池加工设备在处理180微米切片的损耗率明显上升，企业竞争力依托于下游设备的改善。

    电池光电转化率和电池使用寿命的提高对减低光伏电池发电成本具有很大影响，但根据近几年发展历史，电池光电转化率和电池使用寿命提高幅度较小，日后能否大幅提高不确定性较大。

    同时，新兴技术的出现将会改变行业竞争格局，如果我国光伏企业不能有效把握并应用新一代先进技术，势必失去目前的优势地位。

    3、财务风险

    光伏产业各环节的行业特点形成了各自的财务风险。一是上游多晶硅项目投资巨大，财务成本较高；二是光伏电池组件出口企业应收账款加大，资金压力加大；三是在结算货币汇率波动加大的情况下，出口企业面临较高汇兑损失风险。

    海外市场萎缩，对行业普遍影响较大，作为资金密集型产业，对资金的依赖仍然非常强烈，特别是近几年的过度扩张以及销售方式由预收款转为赊销等原因导致光伏企业资金链偏紧，加之资本市场流动性不足，信贷紧缩的情况下，存在一定财务风险。

    4、投资风险

    为发挥规模效应和产业链优势，光伏产业相关企业大都向上下游进行延伸，导致各环节产能积聚扩张，企业投资风险进一步放大。

    5、经营风险

    企业经营对管理、技术、营销、财务等要求较高，企业的管理团队、技术团队、企业品牌等决定了企业能否健康快速发展。

    光伏行业各环节产品供需情况和价格急剧波动、结算方式变化等均给行业内企业正常经营带来较大风险。

    6、市场风险

    我国太阳能电池企业主要属于出口外向型企业，95%的订单都来自国外。但是由于欧债危机的影响和补贴政策的调整，导致市场需求迅速减少，光伏产业市场大规模萎缩，而这直接导致了我国太阳能电池制造企业销售额急剧下降。

    2012年11月，美国国际贸易委员会通过针对中国相关生产企业和出口企业征收介于18.32%至249.96%的反倾销关税，以及介于14.78%至15.97%的反补贴关税。2012年9月初，欧盟正式宣布对华光伏组件、关键零部件如硅片等发起反倾销立案调查，涉案金额高达200多亿美元。虽然美国占中国光伏产品出口的市场份额比重并不大，影响有限。但欧洲是中国光伏产业主力海外市场，若是欧盟也作出类似的裁决，从短期来看，中国光伏产业面临的市场风险较高。

    7、产能过剩风险

    2009年年底开始，由于欧洲光伏市场开始好转，市场呈现爆发式增长，而众多中国企业却陷入产能严重不足的状况。于是自2010年开始，中国的光伏企业开始了产能的大幅扩张。数据显示，2011年全球光伏总安装量为27GW，而国内目前已经量产、再加上在建的光伏产能却达到了50GW。

    附件：行业内重要文件

    1、工联电子〔2010〕137号《多晶硅行业准入条件》

    2、《太阳能光伏产业“十二五”发展规划》

    中华人民共和国工业和信息化部公告

    工联电子〔2010〕137号

    为贯彻落实科学发展观，促进多晶硅行业节能降耗、淘汰落后和结构调整，引导行业健康发展，根据国家有关法律法规和产业政策，工业和信息化部、国家发展改革委、环境保护部会同有关部门制定了《多晶硅行业准入条件》，现予以公告。

    有关部门在对多晶硅建设项目核准、备案管理、土地审批、环境影响评价、信贷融资、生产许可、产品质量认证等工作中要以本准入条件为依据。

    附件：多晶硅行业准入条件

    中华人民共和国工业和信息化部

    中华人民共和国国家发展和改革委员会

    中华人民共和国环境保护部

    二〇一〇年十二月三十一日

    多晶硅行业准入条件

    为深入贯彻落实科学发展观，规范和引导多晶硅行业健康发展，坚决抑制行业重复建设和产能过剩，根据国家有关法律法规和产业政策，按照优化布局、调整结构、约能源、降低消耗、保护环境、安全生产的原则，特制订多晶硅行业准入条件。

    一、项目建设条件和生产布局

    (一)多晶硅项目应当符合国家产业政策、用地政策及行业发展规划，新建和改扩建项目投资中最低资本金比例不得低于30%。严格控制在能源短缺、电价较高的地区新建多晶硅项目，对缺乏综合配套、安全卫生和环保不达标的多晶硅项目不予核准或备案。

    (二)在依法设立的基本农田保护区、自然保护区、风景名胜区、饮用水水源保护区，居民集中区、疗养地、食品生产地等环境条件要求高的区域周边1000米内或国家、地方规划的重点生态功能区的敏感区域内，不得新建多晶硅项目。已在上述区域内投产运营的多晶硅项目要根据该区域有关规划，依法通过搬迁、转停产等方式逐步退出。

    (三)在政府投资项目核准新目录出台前，新建多晶硅项目原则上不再批准。但对加强技术创新、促进节能环保等确有必要建设的项目，报国务院投资主管部门组织论证和核准。

    二、生产规模与技术设备

    (一)太阳能级多晶硅项目每期规模大于3000吨/年，半导体级多晶硅项目规模大于1000吨/年。

    (二)多晶硅企业应积极采用符合本准入条件要求的先进工艺技术和产污强度小、节能环保的工艺设备以及安全设施，主要工段、设备参数应能实现连续流程在线检测。

    三、资源回收利用及能耗

    (一)新建多晶硅项目生产占地面积小于6公顷/千吨。现有多晶硅项目应当厉行节约集约用地原则。

    (二)太阳能级多晶硅还原电耗小于80千瓦时/千克，到2011年底前小于60千瓦时/千克。

    (三)半导体级直拉用多晶硅还原电耗小于100千瓦时/千克，半导体级区熔用多晶硅还原电耗小于120千瓦时/千克。

    (四)还原尾气中四氯化硅、氯化氢、氢气回收利用率不低于98.5%、99%、99%。

    (五)引导、支持多晶硅企业以多种方式实现多晶硅-电厂-化工联营，支持节能环保太阳能级多晶硅技术研发，降低成本。

    (六)到2011年底前，淘汰综合电耗大于200千瓦时/千克的太阳能级多晶硅生产线。

    (七)水资源实现综合回收利用，水循环利用率≥95%。

    四、环境保护

    (一)新建和改扩建项目应严格执行《环境影响评价法》，依法向有审批权限的环境保护行政主管部门报批环境影响评价文件。按照环境保护“三同时”的要求，建设项目配套环境保护设施并依法申请项目竣工环境保护验收，验收合格后方可投入生产运行。未通过环境评价审批的项目一律不准开工建设。现有企业应依法定期实施清洁生产审核，并通过评估验收，两次审核的时间间隔不得超过三年。

    (二)废气

    尾气及NOx、HF酸雾排放部位均应当配备净化装置，采用溶液吸收法或其他

    方法对其净化处理，废气排放达到《大气污染物综合排放标准》(GB16297)和污染物排放总量控制要求。项目所在地有地方标准和要求的，应当执行地方标准和要求。

    (三)废水

    按照法律、行政法规和国务院环境保护主管部门的规定设置排污口。废水排放应符合国家相应水污染物排放标准要求。凡是向已有地方排放标准的水体排放污染物的，应当执行地方标准。

    (四)固体废物

    一般工业固体废物的贮存应符合《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》(GB18599)，对产生的四氯化硅等危险废物，应严格执行危险废物相关管理规定。

    (五)噪声

    厂界噪声符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348)。

    五、产品质量

    企业应有质量检验机构和专职检验人员，有健全的质量检验管理制度。半导体级多晶硅产品符合国家标准GB/T12963所规定的质量要求，太阳能级多晶硅产品符合国家标准所规定的质量要求。

    六、安全、卫生和社会责任

    (一)多晶硅项目应当严格遵循职业危害防护设施和安全设施“三同时”制度要求。企业应当遵守《安全生产法》、《职业病防治法》等法律法规，执行保障安全生产的国家标准或行业标准。

    (二)企业应当有健全的安全生产组织管理体系，有职工安全生产培训制度和安全生产检查制度。

    (三)企业应当遵守《危险化学品安全管理条例》(国务院令第344号)、《危险化学品建设项目安全许可实施办法》(国家安全生产监督管理总局令第8号)、《安全预评价导则》、《危险化学品建设项目安全评价细则(试行)》(安监总危化〔2007〕255号)及相关规定，依法实施危险化学品建设项目安全许可和危险化学品生产企业安全生产许可，获取《安全生产许可证》后方可投入运行。

    (四)企业应当有职业危害防治措施，对重大危险源有检测、评估、监控措施和应急预案，并配备必要的器材和设备。尘毒作业场所达到国家卫生标准。

    (五)企业应当遵守国家法律法规，依法参加养老、失业、医疗、工伤等保险，并为从业人员缴足相关保险费用。

    七、监督与管理

    (一)工业和信息化部负责多晶硅行业管理，商有关部门后以联合公告形式发布符合准入条件的多晶硅企业名单，形成《多晶硅行业准入名单》，实行社会监督、动态管理。

    (二)对现有项目：

    1.企业应对照准入条件编制《多晶硅行业准入申请报告》并通过当地工业和信息化主管部门报送工业和信息化部。

    2.省级工业和信息化主管部门负责受理本地区多晶硅企业的申请，按准入条件要求会同同级发展改革部门、环保部门对企业情况进行核实并提出初审意见，附企业申请材料报送工业和信息化部。

    3.工业和信息化部收到申请后，会同有关部门对企业申请材料组织审查，对符合准入条件的企业进行公示，无异议后予以公告。对不符合准入条件的企业，工业和信息化部通知省级工业和信息化主管部门责令企业整改，整改仍不达标的企业应当逐步退出多晶硅生产。

    (三)对新建和改扩建项目：

    1.国务院投资主管部门按照准入条件要求对新建和改扩建项目组织论证和核准。

    2.企业应自投产之日起半年内申请，省级工业和信息化主管部门会同同级发展改革部门、环保部门对其进行检查并提出检查意见，附企业申请材料报送工业和信息化部。工业和信息化部对企业申请材料组织审查，对符合准入条件的企业进行公示，无异议后予以公告。对不符合准入条件的企业，工业和信息化部通知省级工业和信息化主管部门责令企业整改，整改仍不达标的企业应当停止多晶硅生产。

    (四)地方工业和信息化主管部门每年要会同有关部门对本地区企业生产过程中执行准入条件的情况进行监督检查，工业和信息化部组织有关部门对公告企业进行抽查。

    (五)公告企业有下列情况，将撤销其公告资格：

    1.填报资料有弄虚作假行为；

    2.拒绝接受监督检查；

    3.不能保持准入条件要求；

    4.发生重大安全和污染责任事故；

    5.违反法律、法规和国家产业政策规定。

    (六)对不符合规划布局、生产规模、资源利用、环境保护、安全卫生等要求的多晶硅项目，投资管理部门不予核准和备案，国土资源管理、环境保护、检、监等部门不得办理有关手续，金融机构不得提供贷款和其它形式的授信支持。

    (七)有关行业协会、产业联盟、中介机构要协助做好准入条件实施工作，组织企业加强协调和自律管理。

    八、附则

    (一)

    本准入条件适用于中华人民共和国境内(台湾、香港、澳门地区除外)所有类型的多晶硅企业和项目。

    (二)

    本准入条件涉及的法律法规、国家标准和行业政策若进行修订，按修订后的规定执行。

    (三)

    本准入条件自发布之日起实施，由工业和信息化部负责解释，并根据行业发展情况和宏观调控要求会同有关部门适时进行修订。