在光伏这个涉及到上游硅料、硅片环节，中游电池片、电池组件环节，下游为应用系统环节的大行业中，在国内市场环境刚刚回暖之际，到底谁在挣钱，谁在亏钱?
2013年光伏遭遇的行业性困境来自传统出口导向型经营模式在欧美两大光伏市场“双反”制裁面前的不适应。针对这种情况，中央政府在这一年多的时间里频频向光伏企业伸出“父爱”政策援手，加之中国企业家逆境求变的商业精神，中国光伏产业逐渐从光伏组件出口受阻、国内需求不振的泥潭中抽身，转而走上了“内需拉动型”的康庄大道。
国内某知名光伏电站运维公司杨姓运维总监表示，在目前的国内外市场环境下，国内电站是拉动板块回暖最主要的推动力。
光伏产业“回暖”已成现实，但产业链各个板块盈利能力却逐渐展露差异，其中，中游组件制造环节因直接受益于电站订单增加，账面普遍飘红;上游硅片制造环节随着技术的进步，亏损情况有所好转;下游电站尚处投资回报初期，但受制于地方配套鼓励政策不到位，电站目前经营情况普遍低于初始设计值。
中游飘红 关键词：并网潮
彭博新闻社近日发布一则重大行业利好消息称，光伏产业正面临着迫在眉睫的全球性太阳能面板短缺，很多行业研究者对此存疑。相较之下，来自行业一线的多位光伏高管却对此表示，国内出现短期组件短缺确实可信。
2013年8月30日，发改委颁布《国家发改委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，规定全国三大资源区标杆阶梯电价分别为0.9，0.95，1元/度，光伏电站需在2013年12月31日之前建成且并入电网，才可享受其中最高的1元/度的上网电价政策。这多出来的“一毛钱”对运营周期长达25年的电站来说，是一笔上亿的额外利润。
国内电站项目普遍对政策导向具有较强敏感性，因此在“一毛钱”电价政策的助推下，西部地区在2013年年底出现上百家电站在同一时间上马的并网潮。而在这一“并网潮”的影响下，国内组件厂商在去年年底出货量激增，导致市场在短期内出现组件短缺现象。行业内也因此流传着一则轶闻，称有些企业当时提着上百万现金去半路拦截光伏组件的出货车，组件一车难求。
工信部数据显示，截至2014年6月底，光伏组件均价上涨7.3%。在2013年年底并网潮及今年国家政策持续支持的双重推动下，国内组件厂商普遍在今年对市场作出积极预判，并扩大生产。
这一预判在国内几家主要组件供应商今年上半年财报中有所体现。在8月26日公布第二季度财务业绩的天合光能亦表示，公司二季度光伏组件出货量与营收额纷纷同比增长，出货量高达943.3MW，环比飙升69.1%，营收额5.19亿美元，净利润1030.4万美元。市场分析，这一波组件出货量高潮均在不同程度上受益于全球重点市场(尤其中国、美国与日本)需求上扬的驱动。
但业务重心同样偏重中游组件英利却在第二季度延续亏损局面，分析其在第二季度中表现不难发现，高达92.8%的资产负债率是拖累其财务表现的重要原因之一，而其组件出货量其实是在持续增加的。
基于以上已经得到验证的政策导向市场模型，受本年度新一轮政策及示范项目利好影响，行业预计2014年年底很可能将再现一次电站并网潮，而各大组件厂商对此正翘首以盼，期望迎来又一轮的销售高潮。
上游接近盈亏点 关键词：技术进步
与中游组件生产板块直接受益于国内终端应用市场需求旺盛不同，上游受到下游利好的效应存在滞后，加之我国约有60%份额的多晶硅市场被海外产品占据，因此上游依靠下游带动的模式并不能完全成立。行业内部则多将“回暖”的主要原因归结于技术的进步及成本的下降。
工信部数据显示，截至2014年6月底，多晶硅均价同比上涨29.3%，在产多晶硅企业由去年初的7家增至16家。今年上半年，我国多晶硅产量6.2万吨，同比增长100%。在产多晶硅企业由去年初的7家增至16家，多家骨干电池企业扭亏为盈，部分重点企业实现延续盈利。
上游企业技术进步的动力一方面来源于光伏应用终端对长线回报率的日益重视，这要求上游企业对于原料采购的标准更为严格，进一步推动了技术指标的提高;另一方面，光伏上游企业在全盛时期依靠产能扩张形成的规模效应来降低成本的模式，在行业面临大洗牌的现在已不再适用，企业降低成本更多只能依靠技术进步、提高竞争力来实现。
很多公司都在今年推出新的技术新技术，如单晶系统、边框改造等等。这些技术革新举措不仅能够大大提升光电转换效率，而且可以有效降低每瓦的安装成本。
不过这一系列发生在光伏上游板块的可喜转变虽然在一定程度上改善了盈利状况，但尚不足以将上游企业完全带出亏损泥潭。而工信部在发布乐观数据的同时也向表达了对行业的担忧，“目前光伏制造业亏损状况未有根本性改变，从长期角度看行业仍面临深度调整。”
光伏上游板块本身具有高投资、高耗能等特点，且企业贷款历史包袱普遍较重，因此在行业的“回暖”初期，上游企业的整体盈利状况还在“盈利平衡点”上下徘徊。
下游：营收普遍低于预期 关键词：落地政策
作为光伏产业链中的应用终端，国内电站并网潮所带来的旺盛需求虽然使上游与中游企业得到了不同程度的受益，但其本身的经营数据却并未如预想的那样“漂亮”，相反却是“处境严峻”。
导致光伏地面电站处境严峻的原因有很多，杨姓运维总监以其自身负责运营维护的西北地区电站为例，罗列出了以下三个突出问题。
一、西北部光伏大省就地电力消纳能力不足，长距离高压输电网络不健全，弃光限电现象严重。目前国内大型光伏地面电站主要集中在西北地区。7月18日，国家能源局发布《可再生能源发电并网驻点甘肃监管报告》，报告称截至2013年底，甘肃省光伏发电装机容量429.84万千瓦，居全国第一位，但同期弃光电量约为3.03亿千瓦时，弃光率达到约为13.78%。杨姓运维总监称，弃光限电现象严重将直接导致投资商无法实现盈利预期。
二、西北省份补贴款到账周期过长，导致财务利息成本提高，影响新一轮融资贷款到位。“补贴款到账周期过长在西北省份是普遍现象，一般都会比东部省份多延长半年，政策规定的一年一次大多被拖延到了两年一次。如我在甘肃的一个电站，2012年建成补贴款两年都未到位。”杨姓运维总监称。目前，国内电站因发电成本较高尚不能实现平价上网，补贴款是电站一笔重要的收入。在西北地区电站发电量到位的前提下，补贴款是决定经营数据能否达到初始设计值的关键。电站最原始的财务预算是基于补贴款按时按量到位的情况下设计的，一旦补贴不能及时到位，影响的不仅仅是财务利息，也会让银行对电站的收益率产生怀疑。而此种不利的财务预期反过来也会削减其他开电站开发商的投资热情。
三、地方行政性支出项目繁多、标准不一。所谓的地方行政性支出涉及地方多个行政监管部门，如土地费、水土保持费、林地补偿费、气象监测费等等费用。这样的费用在每个省份的金额标准不一，例如在宁夏石嘴山地区，土地费是4元/亩，在青海是1元/亩，甘肃则是2元/亩。以一个50兆瓦的电站占地一平方公里来算，宁夏的土地费是6000元，青海的土地费是1500元，甘肃则是3000。
再如气象防御监测费，宁夏的收费标准是一万元/10兆瓦，甘肃则是4万元/兆瓦，有的省份没有这项收费，这类收费不仅标准不一，且收费合理性存疑。西北地区属于雷暴率较低地区，而且大多数光伏电站在设计施工时都有合格的接地设计，每年缴纳这样一笔价格不菲的气象防御检测费，其行政效用并不大。
杨姓运维总监介绍，一个电站的运维成本主要分为5部分，人员成本占到总成本的30-40%左右，地方性行政成本也占到30%左右，剩余部分为生产维护成本、财务税收利息、折旧。以此比较，行政成本确实给一个电站的运维带来了不小的负担。
