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一、行業范圍
本政策所稱“光伏行業”是指按國家統計局《國民經濟行業分類》（GB/T4754-2011）標準中的C2664A光伏發電所用電子半導體材料制造、C3825光伏設備及元器件制造[1]、D4415太陽能發電。
由于光伏行業是成長性行業，與國標行業分類難以直接對應，因此，銀行將主營業務產品屬于光伏發電系統組成部分的企業均劃分為光伏行業。對于實際上屬于光伏行業，但因國標范圍對應的銀行行業為非光伏的，可以參照本授信投向政策執行。
二、行業概況
1、光伏發電技術路線
光伏發電產業按電池技術路線主要分為晶體硅太陽能電池、薄膜太陽能電池和聚光光伏電池。
太陽能電池根據所用材料的不同，可分為：晶體硅太陽能電池、多元化合物薄膜太陽能電池、聚合物多層修飾電極型太陽能電池、納米晶太陽能電池、有機太陽能電池。
晶體硅太陽能電池分為單晶硅太陽能電池、多晶硅太陽能電池兩種。晶體硅太陽能電池約占當前光伏市場85%份額。晶體硅電池技術成熟、性能穩定，是光伏電池的主流品種。晶體硅電池的主流地位中期不會改變。
薄膜電池是利用非常薄的感光材料制成，附著或涂層于廉價的玻璃、不銹鋼或塑料襯底上。相較于晶體硅電池，優勢是：技術造價比晶體硅低，可用于樓宇立面和商用建筑的屋頂，適于建筑一體化應用，是建設低碳環保型建筑物的材料；在弱光或散射光線條件下，依然能夠發電，適用條件較為寬松。劣勢是光電轉換效率較低，商業化應用的轉換率目前普遍在8%-10%左右；存在光電效率衰退效應，穩定性不高。
多元化合物薄膜太陽能電池材料為無機鹽，其主要包括砷化鎵III-V族化合物、硫化鎘、碲化鎘及銅錮硒薄膜電池等。
砷化鎵（GaAs）III-V族化合物光伏電池的轉換效率可達40%。GaAs化合物材料具有十分理想的光學帶隙以及較高的吸收效率，抗輻照能力強，對熱不敏感，適合于制造高效單結電池。但是GaAs材料的價格不菲，因而在很大程度上限制了GaAs電池的普及。
硫化鎘、碲化鎘薄膜光伏電池的效率較非晶硅薄膜光伏電池效率高，成本較晶體硅光伏電池低，并且也易于大規模生產，但鎘有劇毒，會對環境造成嚴重污染。
銅銦硒薄膜光伏電池（簡稱CIS）適合光電轉換，不存在光致衰退問題，轉換效率也較高。具有價格低廉、性能良好和工藝簡單等優點，將成為今后發展光伏電池的一個重要方向。唯一問題是材料來源，銦和硒都是稀有元素，因此這類電池的發展必然受到限制。
其他太陽能電池目前大都處于實驗室階段。
此外，太陽能發電技術還包括聚光光伏發電（CPV）和聚光光熱發電（CSP）。聚光光伏發電（CPV）利用聚集的太陽光，進行光伏轉換，約占聚光路線的3%。聚光光熱發電（CSP）通過聚集光熱產生蒸汽，推動渦輪，帶動發電機發電，通常規模大于1MW，適合陽光充足的荒漠地帶；它同時可以借助生物質等其它燃料，實現持續穩定供電，更受電網歡迎。CSP技術路線占聚光路線的比例為97%。聚光光熱（CSP）技術按照聚光方式的不同，可以分為槽式技術、塔式技術、碟式技術和菲涅耳式技術。
使用晶硅電池和薄膜電池進行光電轉換，分別是第一、第二代太陽能利用技術，均已得到了廣泛應用。
利用光學元件將太陽光匯聚后再進行利用發電的聚光太陽能技術，被認為是太陽能發電未來發展趨勢的第三代技術。
太陽能電池技術未來發展的主要目標仍然是圍繞著提高產品的轉換效率、降低生產成本和能耗、延長產品的使用壽命這幾個方面。
晶體硅光伏電池產業一般可劃分為：上游——多晶硅生產、中游——單晶拉棒（或多晶鑄錠）、切片，下游——電池片制造、光伏組件和發電應用系統。完整的晶體硅光伏產業生產鏈條包含以下生產環節：
2、光伏行業不同產業鏈環節具有以下特點：
（1）上游（多晶硅）為資本和技術密集型行業
多晶硅生產總體講為技術密集型和資本密集型。多晶硅材料的生產技術長期以來掌握在Tokuyama、三菱、Hemlock、Asimi、SGS、MEMC、Wacker等公司（以上公司被稱為多晶硅生產傳統七大家）手中。雖然國內企業在引進國外技術基礎上進行了一些消化和吸收，但和發達國家相比仍存在著能耗高、質量不穩定等問題。此外，由于國內大部分多晶硅料生產企業沒有掌握核心技術，關鍵設備大多高價引自國外，高額的生產設備的成本分攤到產品上，造成多晶硅成本高出國際多晶硅八大生產廠商（美國的Hemlock、AsiMi、SGS、MEMC，德國的Wacker，日本的Tokuyama、Mitsubishi、Sumitomo）平均生產成本。
具體來講，多晶硅生產具有以下特點：
①生產工藝決定了多晶硅制造成本
不同的生產工藝決定了多晶硅的制造成本，如改良西門子法生產成本為25美元－35美元/公斤（據了解目前江蘇中能硅業的采用改良西門子法生產成本已降至20美元/公斤以下），而代表著現代最新工藝的循環流化床工藝，其公斤能耗將下降至20－40Kwh，能耗為西門子法的20％－30％，總體生產成本較西門子法下降30％左右，該工藝一旦大規模應用，每公斤多晶硅成本最低可逼近10美元。
②閉環工藝大大降低了環境污染
通過對尾氣的回收利用，實現全循環、零排放，有效降低了成本，并大大減少了環境污染。
③規模優勢
多晶硅制造企業需具有一定規模優勢，其成本方可控制在合理范圍以內。目前國際上認為產能規模在3000噸以上具有較好規模優勢。而多晶硅投資1000噸產能所需金額約1.5億美元，故多晶硅制造企業若達到規模優勢需投資達4.5億美元。
（2）中游（單晶拉棒/多晶融錠、切片）類似于機械加工，主要為設備投入，對技術要求不高。總體來講，單晶拉棒/多晶融錠、切片生產為資本密集型，其技術含量不高，主要為設備投入，工藝特點反映為機器設備是否先進。
（3）下游包括電池片生產、組件，電池片生產為資本和技術密集型行業、組件生產為勞動力密集型行業。
在整個光伏產業中，電池片生產和組件環節為我國最具競爭力的環節。具體來講，具有以下特點：
①電池片生產工藝不斷改良最終目標為提高光電轉換效率，降低衰減率；
②多晶體硅電池成為主要趨勢；
③電池組件環節基本為勞動力密集型，因我國勞動力成本較低，具有較大生產優勢；
④非晶硅光伏電池技術相對晶體硅電池優勢逐步降低；
隨著多晶硅價格下跌，且非晶硅光伏電池所使用稀有金屬價格較高，非晶硅光伏電池成本優勢大幅減低。薄膜電池技術發電成本比晶硅電池成本低，但設備投資卻是晶體硅電池的7～8倍，前期投資巨大，加上國內的薄膜技術還不成熟，其競爭力不如晶硅電池。
⑤電池組件90%以上依賴出口；
因太陽能發電成本要到2015年之后才有可能與常規發電成本持平，而我國相關補貼政策相對而言尚不完善，故電池組件主要依賴出口。
此外目前國內光伏行業現狀是“兩頭小中間大”：中端組件產能嚴重過剩，但終端電站建設和平價上網卻遲遲沒有邁出實質步伐，導致行業嚴重依賴出口。
商務部網站顯示，2014年1-6月份全球光伏電池出口額為74.2億美元，其中亞洲以38.2億美元居首，北美洲以15億美元位居第二，歐洲則以14.55億美元出口額屈居第三。
⑥電池組件生產為勞動力密集型，對技術和資金需求不高，這種特點導致了我國電池組件生產以中小企業為主。
3、光伏行業總體發展狀況：
（1）目前國內光伏行業現狀是“兩頭小中間大”，各環節發展不均衡，產業鏈不完整的企業受上下游供需不均衡影響較大，行業主力以在海外上市的民營企業為主，大型企業紛紛延伸產業鏈，近年來越來越多的企業進入光伏行業，國有企業加大力度在光伏領域布局。
光伏產業屬于典型的規模經濟型產業，只有企業的產能規模達到了一定水平，才能增強其成本控制能力。
（2）我國太陽能光伏行業仍面臨原料、關鍵技術設備、市場需求“三頭在外”的現象。2014上半年中國進口多晶硅4.6萬噸，較去年同期增加17.4%。其中84%來自三個出口國：美國(21.8%)，韓國(30.0%)，德國(32.6%)。盡管中國在今年1月公布了對從美國和韓國進口的多晶硅將征收懲罰性關稅，但實際情況中幾乎所有這兩國出口到中國的多晶硅都通過加工貿易(來料加工或進料加工)的渠道避免了關稅。現階段光伏發電終端市場主要集中于政府補貼較高的歐洲國家。
（3）需求是預測太陽能光伏組件價格的關鍵。光伏組件量價關系表現為：電價下調—項目收益率下降—裝機需求回落—組件價格下降—項目收益率提高—裝機需求上升—組件價格企穩。因此在今年市場供給不存在問題的前提下，需求判斷是預測價格的關鍵。
（4）光伏應用系統產品、光伏專用設備制造國產化進程加速，部分設備開始出口。我國太陽能電池制造設備和太陽能光伏組件封裝設備已經成功實現了國產化，太陽能電池制造設備如擴散爐、等離子刻蝕機、清洗機、管式PECVD以及烘干/燒結爐，組件制造設備中的層壓機，材料制造設備中的單晶爐、多晶硅鑄錠爐、切片機等設備，以性價比優勢取得了一定市場份額。
（5）行業發展機遇
①光伏行業增長較快，具有廣闊的發展空間。
光伏產業作為可再生能源領域的生力軍，已是世界上增長最快的產業之一，全球各種以光伏產業為主導的企業猶如雨后春筍一般茁壯成長。光伏發電不需要燃料，無氣體排放，具有無污染、安全、長壽命、維護簡單、資源永不枯竭和資源分布范圍廣泛等特點，被認為是21世紀最重要的新能源。
2014年上半年，我國電池組件產能超過40吉瓦，產量約15吉瓦，同比增長30.4%。光伏產業已成為中國為數不多的、可以與國際企業站在同一起跑線上參與競爭的產業，是我國最有希望在全球范圍內培育競爭優勢的戰略性新興產業之一。
②國家政策扶持產業發展
《國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見》（國發[2013]24號）發布以來，各地區積極制定配套政策和實施方案，有力推動了分布式光伏發電在眾多領域的多種方式利用，呈現出良好發展態勢。但是各地區還存在不同程度的政策尚未完全落實、配套措施缺失、工作機制不健全等問題。為破解分布式光伏發電應用的關鍵制約，大力推進光伏發電多元化發展，加快擴大光伏發電市場規模，現就進一步落實分布式光伏發電有關政策通知如下：
一、高度重視發展分布式光伏發電的意義。光伏發電是我國重要的戰略性新興產業，大力推進光伏發電應用對優化能源結構、保障能源安全、改善生態環境、轉變城鄉用能方式具有重大戰略意義。分布式光伏發電應用范圍廣，在城鄉建筑、工業、農業、交通、公共設施等領域都有廣闊應用前景，既是推動能源生產和消費革命的重要力量，也是促進穩增長調結構促改革惠民生的重要舉措。各地區要高度重視發展分布式光伏發電的重大戰略意義，主動作為，創新機制，全方位推動分布式光伏發電應用。
二、加強分布式光伏發電應用規劃工作。各地區要將光伏發電納入能源開發利用和城鎮建設等相關規劃，省級能源主管部門要組織工業企業集中的市縣及各類開發區，系統開展建筑屋頂及其他場地光伏發電應用的資源調查工作，綜合考慮屋頂面積、用電負荷等條件，編制分布式光伏發電應用規劃，結合建設條件提出年度計劃。各新能源示范城市、綠色能源示范縣、新能源應用示范區、分布式光伏發電應用示范區要制定分布式光伏發電應用規劃，并按年度落實重點建設項目。優先保障各類示范區和其它規劃明確且建設條件落實的項目的年度規模指標。
三、鼓勵開展多種形式的分布式光伏發電應用。充分利用具備條件的建筑屋頂（含附屬空閑場地）資源，鼓勵屋頂面積大、用電負荷大、電網供電價格高的開發區和大型工商企業率先開展光伏發電應用。鼓勵各級地方政府在國家補貼基礎上制定配套財政補貼政策，并且對公共機構、保障性住房和農村適當加大支持力度。鼓勵在火車站（含高鐵站）、高速公路服務區、飛機場航站樓、大型綜合交通樞紐建筑、大型體育場館和停車場等公共設施系統推廣光伏發電，在相關建筑等設施的規劃和設計中將光伏發電應用作為重要元素，鼓勵大型企業集團對下屬企業統一組織建設分布式光伏發電工程。因地制宜利用廢棄土地、荒山荒坡、農業大棚、灘涂、魚塘、湖泊等建設就地消納的分布式光伏電站。鼓勵分布式光伏發電與農戶扶貧、新農村建設、農業設施相結合，促進農村居民生活改善和農業農村發展。對各類自發自用為主的分布式光伏發電項目，在受到建設規模指標限制時，省級能源主管部門應及時調劑解決或向國家能源局申請追加規模指標。
四、加強對建筑屋頂資源使用的統籌協調。鼓勵地方政府建立光伏發電應用協調工作機制，引導建筑業主單位（含使用單位）自建或與專業化企業合作建設屋頂光伏發電工程，主動協調電網接入、項目備案、建筑管理等工作。對屋頂面積達到一定規模且適宜光伏發電應用的新建和改擴建建筑物，應要求同步安裝光伏發電設施或預留安裝條件。政府投資或財政補助的公共建筑、保障性住房、新城鎮和新農村建設，應優先考慮光伏發電應用。地方政府可根據本地實際，通過制定示范合同文本等方式，引導區域內企業建立規范的光伏發電合同能源管理服務模式。地方政府可將建筑光伏發電應用納入節能減排考核及獎懲制度，消納分布式光伏發電量的單位可按折算的節能量參與相關交易。鼓勵分布式光伏發電項目根據《溫室氣體自愿減排交易管理暫行辦法》參與國內自愿碳減排交易。
五、完善分布式光伏發電工程標準和質量管理。加強光伏產品、光伏發電工程和建筑安裝光伏發電設施的安全性評價和管理工作，對載荷校核、安裝方式、抗風、防震、消防、避雷等要嚴格執行國家標準和工程規范。并網運行的光伏發電項目和享受各級政府補貼的非并網獨立光伏發電項目，須采用經國家認監委批準的認證機構認證的光伏產品。建設單位進行設備的采購招標時，應明確要求采用獲得認證的光伏產品，施工單位應具備相應的資質要求。各地區的市縣（區）政府要建立建筑光伏發電應用的統籌協調管理工作機制，加強分布式光伏發電項目的質量管理和安全監督。各級地方政府不得隨意設置審批和收費事項，不得限制符合國家標準和市場準入條件的產品進入本地市場，不得向項目單位提出采購本地產品的不合理要求，不得以各種方式為低劣產品提供市場保護。
六、建立簡便高效規范的項目備案管理工作機制。各級能源主管部門要抓緊制定完善分布式光伏發電項目備案管理的工作細則，督促市縣（區）能源主管部門設立分布式光伏發電項目備案受理窗口，建立簡便高效規范的工作流程，明確項目備案條件和辦理時限，并向社會公布。鼓勵市縣（區）政府設立“一站式”管理服務窗口，建立多部門高效協調的管理工作機制，并與電網企業銜接好項目接網條件和并網服務。對個人利用住宅（或個人所有的營業性建筑）建設的分布式光伏發電項目，電網企業直接受理并網申請后代個人向當地能源主管部門辦理項目備案。
七、完善分布式光伏發電發展模式。利用建筑屋頂及附屬場地建設的分布式光伏發電項目，在項目備案時可選擇“自發自用、余電上網”或“全額上網”中的一種模式。“全額上網”項目的全部發電量由電網企業按照當地光伏電站標桿上網電價收購。已按“自發自用、余電上網”模式執行的項目，在用電負荷顯著減少（含消失）或供用電關系無法履行的情況下，允許變更為“全額上網“模式，項目單位要向當地能源主管部門申請變更備案，與電網企業簽訂新的并網協議和購售電合同，電網企業負責向財政部和國家能源局申請補貼目錄變更。在地面或利用農業大棚等無電力消費設施建設、以35千伏及以下電壓等級接入電網（東北地區66千伏及以下）、單個項目容量不超過2萬千瓦且所發電量主要在并網點變電臺區消納的光伏電站項目，納入分布式光伏發電規模指標管理，執行當地光伏電站標桿上網電價，電網企業按照《分布式發電管理暫行辦法》的第十七條規定及設立的“綠色通道”，由地級市或縣級電網企業按照簡化程序辦理電網接入并提供相應并網服務。
八、進一步創新分布式光伏發電應用示范區建設。繼續推進分布式光伏發電應用示范區建設，重點開展發展模式、投融資模式及專業化服務模式創新。在示范區探索分布式光伏發電區域電力交易試點，允許分布式光伏發電項目向同一變電臺區的符合政策和條件的電力用戶直接售電，電價由供用電雙方協商，電網企業負責輸電和電費結算。鼓勵示范區政府與銀行等金融機構合作開展金融服務創新試點，通過設立公共擔保基金、公共資金池等方式為本地區光伏發電項目提供融資服務。各省級能源主管部門組織具備條件的地區提出示范區實施方案報國家能源局，國家能源局會同有關部門研究確定有關政策條件后指導示范區組織實施。對示范區內的分布式光伏發電項目（含就近消納的分布式光伏電站），可按照“先備案，后追加規模指標”方式管理，以支持示范區建設持續進行。
九、完善分布式光伏發電接網和并網運行服務。在市縣（區）電網企業設立分布式光伏發電“一站式”并網服務窗口，明確辦理并網手續的申請條件、工作流程、辦理時限，并在電網企業相關網站公布。對法人單位申請并網的光伏發電項目，電網企業應及時出具項目接入電網意見函，在項目完成備案后開展相關配套并網工作，對個人利用住宅（或個人所有的營業性建筑）建設的分布式光伏發電項目，電網企業直接受理并及時開展相關并網服務。電網企業應按規定的并網點及時完成應承擔的接網工程，在符合電網運行安全技術要求的前提下，盡可能在用戶側以較低電壓等級接入，允許內部多點接入配電系統，避免安裝不必要的升壓設備。項目單位和電網企業要相互配合，如對接網方式存在爭議，可申請國家能源局派出機構協調。電網企業提供的電能計量表應可明確區分項目總發電量、“自發自用”電量（包括合同能源服務方式中光伏企業向電力用戶的供電量）和上網電量，并具備向電力運行調度機構傳送項目運行信息的功能。
十、加強配套電網技術和管理體系建設。各級電網企業在進行配電網規劃和建設時，要充分考慮當地分布式光伏發電的發展潛力、規劃和建設情況，采用相應的智能電網技術、配置相應的安全保護和運行調節設施。對分布式光伏發電規模大的新能源示范城市、綠色能源示范縣、分布式光伏發電應用示范區，應同步制定相應的智能配電網建設方案，建設雙向互動、控制靈活、安全可靠的配電網系統。建立包含分布式光伏發電功率預測和實時運行監測等功能的配電網運行信息管理系統，開展需求側響應負荷管理，對區域內的分布式光伏發電實現實時動態監控和發輸用一體化控制。鼓勵探索微電網技術并在相對獨立的區域應用，提高局部電網接納高比例分布式光伏發電的能力。
十一、完善分布式光伏發電的電費結算和補貼撥付。各電網企業按月（或雙方約定）與分布式光伏發電項目單位（含個人）結算電費和轉付國家補貼資金，要做好分布式光伏發電的發電量預測，按分布式光伏發電項目優先原則做好補貼資金使用預算和計劃，保障分布式光伏發電項目的國家補貼資金及時足額轉付到位。電網企業應按照有關規定配合當地稅務部門處理好購買分布式光伏發電項目電力產品發票開具和稅款征收問題。對已備案且符合年度規模管理的項目，電網企業應做好項目電費結算和補貼發放情況的統計，并按要求向國家和省級能源主管部門及國家能源局派出機構報送相關信息。項目并網驗收后，電網企業代理按季度向財政部和國家能源局上報項目補貼資格申請。
十二、創新分布式光伏發電融資服務。鼓勵銀行等金融機構結合分布式光伏發電的特點和融資需求，對分布式光伏發電項目提供優惠貸款，采取靈活的貸款擔保方式，探索以項目售電收費權和項目資產為質押的貸款機制。鼓勵銀行等金融機構與地方政府合作建立分布式光伏發電項目融資服務平臺，與光伏發電骨干企業建立銀企戰略合作關系，探索對有效益、有市場、有訂單、有信譽的“四有企業”實行封閉貸款。鼓勵地方政府結合民生項目對分布式光伏發電提供貸款貼息政策。鼓勵采用融資租賃方式為光伏發電提供一體化融資租賃服務，鼓勵各類基金、保險、信托等與產業資本結合，探索建立光伏發電投資基金，鼓勵擔保機構對中小企業建設分布式光伏開展信用擔保，在支農金融服務中開展支持光伏入戶和農業設施光伏利用業務。建立以個人收入等為信用條件的貸款機制，逐步推行對信用度高的個人安裝分布式光伏發電設施提供免擔保貸款。
十三、完善產業體系和公共服務。通過市場機制培育分布式光伏發電系統規劃設計、工程建設、評估認證、運營維護等環節的專業化服務能力。鼓勵技術先進、投資能力強、經營規范的企業按照統一標準規范開展項目設計、施工、建設、管理及運營一體化服務，建立網絡化的營銷和技術服務體系。完善光伏發電工程設計、施工和運行維護的從業資格認證制度,健全相關從業機構和企業的資信管理體系。建立光伏產業監測和預警機制，及時發布技術、市場、產能、質量等信息和預警預報，引導行業理性健康發展。
十四、加強信息統計和監測體系建設。國家能源局建立并完善覆蓋光伏發電項目備案、接網申請、建設進度、并網容量、發電量、利用方式等情況的信息管理系統，委托國家可再生能源信息管理中心（依托中國水電水利規劃設計總院）管理。各市縣（區）能源主管部門按月在信息管理系統填報項目備案情況，各省級能源主管部門及時督促并匯總，國家能源局派出機構及時查詢跟蹤情況。國家電網公司、南方電網公司等電網企業按月進行接網申請、并網容量、發電量信息、電費結算、補貼發放等情況的信息統計，按月報送國家能源局并抄送國家可再生能源信息管理中心。各省級能源主管部門按季度在信息管理系統報送項目備案、建設和運行的匯總信息，按半年、全年向國家能源局上報發展情況的總結報告。國家可再生能源信息管理中心按季度、半年、全年向國家能源局報送全國光伏發電統計及評價報告。
十五、加強政策落實的監督檢查和市場監管。國家能源局派出機構會同地方能源主管部門等加強分布式光伏發電相關國家和地方政策落實的監督檢查。國家能源局派出機構負責對分布式光伏發電的并網安全進行監管，電網企業應配合做好安全監管的技術支持工作。建立對電網企業的接網服務、接入方案、并網運行、電能計量、電量收購、電費結算、補貼資金發放各環節進行全程監管的工作機制。加強對分布式光伏發電合同能源服務以及電力交易的監管，相關方發生爭議時，可向國家能源局派出機構申請協調，也可通過12398舉報投訴電話反映，國家能源局派出機構應會同當地能源主管部門協調解決。如電網公司未按照規定接入和收購光伏發電的電量，按照《可再生能源法》第二十九條規定承擔法律責任。國家能源局派出機構會同省級能源主管部門對分布式光伏發電開展專項監管，按半年、全年向國家能源局上報專項監管報告，并以適當方式向社會公布，發現重大問題及時上報。
4、行業發展趨勢
（1）行業下行趨勢將持續，但2015年后半段有望出現行業“拐點”。
受歐、美、印等國“雙反”政策持續壓制國內光伏企業、國內市場競爭無序等因素影響，2013年國內各類光伏產品價格基本呈逐漸下跌趨勢，大量缺乏核心技術，只能在較低水平上進行單一生產或組裝的中小企業遭遇市場淘汰。
預計在2015年前半年，隨著美國“雙反”負面影響持續，以及歐洲“雙反”的初裁及發酵，我國光伏產業外需仍將持續疲軟。與此同時，國內光伏產業扶持政策仍需時間出臺細則和實際落實，國內光伏產業仍難以形成規模化內需。受此影響，全國業內大企業產能利用率將會保持低位。然而，隨著國內光伏市場的啟動，以及海外利空政策的出盡，國內業內大企業預計將在2015年第三季度出現產能利用率提升，第四季度實現產能優化與重擴，但小企業受技術與成本影響，退出趨勢仍將持續。待行業產能有效退出完成，光伏行業有望迎來景氣“拐點”。
（2）傳統市場增長空間有限，但國際新興市場有望崛起。
在目前全球光伏產業市場需求方面，歐洲占據最大份額，我國光伏出口歐洲市場高達70%。然而，受意大利公布“第五能源法案”草稿終稿及德國光伏補貼政策調整影響，市場需求將遭受負面沖擊，但隨著光伏組件成本進一步下降帶來的系統成本的下降，能基本緩沖補貼下降導致的收益下降影響，傳統歐洲光伏市場將整體維持一個較為“溫和增長”的態勢。
與此同時，監測數據表明，根據最新北美光伏市場季度報告數據顯示，2013年美國太陽能光伏新安裝量創紀錄地達到4.2GW，比2012年增長15%，成為繼亞太之后全球第二大光伏市場。第四季度的太陽能光伏安裝量也創下了新記錄，高達近1.4GW。2013年美國光伏市場主要由大型電站項目主導，在新增項目中占比超過80%。其中地面電站達到3GW，僅第四季度便超過了1GW。大型屋頂項目的需求量超過了500MW，與前幾年水平相當。同期日本光伏組件銷售收入亦出現了猛增，受其國內政策推動影響，美、日光伏產業市場仍處于成長初期，未來成長空間不可限量。與此同時，目前在羅馬尼亞和南非，同時出現了電價上漲和光伏系統成本下滑的趨勢，兩國光伏產業增長空間潛力可期。此外，2013年中國光伏系統安裝量將超過6GW，超過德國成為全球最大光伏市場。而據我國最新修訂的“十二五”規劃光伏發電裝機指標，2015年我國光伏發電裝機指標將上調至21GW，2020年則進一步上調至50GW，未來國內光伏市場有望實現持續發力。
（3）國際貿易爭端和匯率風險將有所增加
世界主要國家將新能源產業列為重點發展的行業，我國光伏行業在未來的發展進程中，會面臨更多的國際貿易爭端，同時人民幣升值的壓力不斷加大，加之主要訂單基本來自國外，光伏行業面臨較大的匯率風險。
三、總體發展原則
“控制總量，調整結構”是指在世界傳統能源逐漸枯竭的背景下，光伏電池發電作為世界新型能源前景看好；但在現階段，光伏行業產品依賴出口和政府補貼，面臨國際貿易爭端、產品價格持續下降、行業整體出現虧損，部分企業抗周期波動能力差，大量中小企業關停，因此，從防范風險的角度考慮，對光伏行業實行“控制總量”。此外，針對光伏行業產業鏈特征，大力發展供應鏈融資，加大國內、國際貿易融資占比，授信方案設計應考慮有效帶動結算回款，控制中長期貸款比例，以達到“調整結構”、降低行業信貸風險。
四、行業信貸投向政策
（一）客戶及項目準入
1、根據光伏電池產業鏈，實施以下客戶準入標準：
對于涉及產業鏈一個及以上環節的客戶，收入占比最大的環節須符合以上指標；對于規模指標，授信存續期內能夠提供足額抵質押的，可以酌情下調。
對于多晶硅生產企業，關注《多晶硅行業準入名單》，對不符合《多晶硅行業準入條件》且整改仍不達標的企業，不得提供授信，存量授信應逐步壓縮退出。不介入新建和擴建多晶硅項目；僅適度介入投產時間較長、技術實力雄厚、股東在相關行業背景且資金實力較強、財務狀況良好的多晶硅生產企業的短期融資需求。
對于中小企業，僅限于低風險業務和標準貿易融資業務。
2、對集成系統及配套設備領域，如多晶硅鑄錠爐、單晶爐、切片機、擴散爐、等離子刻蝕機、清洗/制絨機等光伏裝備制造企業，和與光伏終端應用關系密切的支架、逆變器、控制器等光伏應用系統配件制造企業及建設安裝承包企業，在技術掌握充分、產品經市場充分驗證、與光伏行業重點企業配套關系穩定的前提下，可適度開展貿易融資、短期授信合作，謹慎介入中長期授信品種。
3、由于近年來晶體硅太陽能光伏電池成本不斷下降，導致薄膜電池的競爭優勢不再明顯。薄膜電池擴大市場份額的阻力在于其綜合成本較高，建筑一體化市場尚未打開。因此，現階段審慎介入薄膜電池制造企業授信。
4、在國家政策大力扶持的情況下，光伏發電并網上網難問題會得到有效解決，因此，現階段可擇優支持各省申報的“分布式光伏發電應用示范區”項目和其它股東背景良好、能夠順利實現并網、預期收益較好的光伏電站項目。
5、嚴格控制光伏制造企業新建項目和單純產能擴張的項目貸款和固定資產貸款。
6、嚴禁介入光伏行業的小微授信業務。
（二）擔保方式準入
除標準貿易融資外，該行業授信原則上不予信用方式支持，敞口授信應落實合法有效保證和抵質押擔保，其中中小企業的敞口授信原則上應落實合法有效的抵質押擔保。
抵質押物應首選手續齊備、估值客觀的土地、房產；其次為市場價格透明、變現能力較強、監管規范的生產原輔料；產成品與生產設備為最次選擇。
（三）綠色信貸要求
對于達不到廢水、廢氣、固體廢物、噪聲排放標準的企業，未取得有審批權限的環境保護行政主管部門出具的環境影響審批文件的企業，以及未取得項目竣工環境保護驗收合格文件的企業，不得新增授信。
五、營銷策略
（一）從有效擴大銀行中間業務收入、掌握企業真實經營狀況角度出發，該行業授信方案設計應優先考慮貿易融資，帶動供應鏈上下游企業在銀行結算；從穩定銀企合作、爭取貿易融資份額角度出發，可給予流動資金貸款支持。
（二）圍繞行業內核心客戶大力發展供應鏈融資。對應核心客戶，大力發展國內信用證、國內保理、商業承兌匯票貼現/包買、供應鏈賣方/買方融資等業務。
（三）貸款定價應遵循銀行有關定價政策，并通過為客戶提供全方位的金融服務，提高收益水平。
（四）關注太陽能光熱發電領域的業務機會。
太陽能光熱發電在國際上已成為可再生能源的發展熱點,開始商業化運作。《國家產業結構調整指導目錄（2011年本）》在涉及國家政策重點鼓勵類的多個項目中，新能源、建筑兩大領域均與太陽能光熱發生著密切的關系。在新能源產業的十大升級方向中，太陽能光熱就占據了三個，分別為“太陽能熱發電集熱系統的開發制造”、“太陽能建筑一體化組件設計與制造”、“高效太陽能熱水器及熱水工程，太陽能中高溫利用技術開發與設備制造”。在建筑領域，涉及太陽能光熱的則有“太陽能熱利用及光伏發電應用一體化建筑”。
六、信貸管理要求
（一）對客戶股權變更、財務指標惡化、客戶向上下游延伸的項目投資等情況要在合同中設定限制條款。
（二）貸后管理中需加強對企業生產經營情況的實時監控，關注國家相關扶持政策的落實情況，以及發生的各種國際貿易爭端，及時做出對相關企業影響的判斷。
（三）2009年9月國務院發布的《關于抑制部分產能過剩和重復建設引導產業健康發展若干意見》將多晶硅列進“產能過剩”名單。
2011年1月《多晶硅行業準入條件》出臺，有利于具有技術優勢、規模和成本優勢的大型生產企業。《多晶硅行業準入條件》規定，工業和信息化部負責多晶硅行業管理，形成《多晶硅行業準入名單》，實行社會監督、動態管理；對不符合準入條件的企業，工業和信息化部通知省級工業和信息化主管部門責令企業整改，整改仍不達標的企業應當逐步退出多晶硅生產。
因此需重點關注銀行已有授信的多晶硅制造企業，對于未能進入《多晶硅行業準入名單》，且經整改仍不達標的企業，需采取及時、有效的退出措施。
（四）光伏行業需要密切關注以下風險：
1、政策風險
太陽能光伏產業主要受國外政策推動而發展起來的，目前部分歐洲國家削弱了太陽能產業的支持力度，減少財政支持和補貼額度。其影響必然傳遞到下游，影響整個太陽能電池產業的發展。
全球光伏產業仍然是政策性產業，其景氣度受各國政策扶持力度影響非常大，而全球太陽能電池產業的發展受西方國家光伏政策支持，在金融危機發生后，國際太陽能市場需求的變化具有不確定性。補貼政策從緊，下游需求萎縮，從而在短期內對整個產業有不利影響。中期看補貼政策、遠期看平價上網。
2、技術風險
當前制約光伏發電成本降低的技術難點包括多晶硅生產成本、電池片硅耗、電池光電轉化率、電池使用壽命等工藝。
成熟多晶硅生產技術—西門子工藝的關鍵是閉環工藝，不但大大降低成本，而且有效實現環保。在國內部分企業已實現閉環工藝時，wacker公司、REC公司已選用了先進的循環流化床工藝擴產，該工藝總體生產成本較西門子法下降30％左右。如果未來該種工藝成為市場主流，國內多晶硅生產企業因缺乏技術更新換代能力可能會受到一定不利影響。
中游切片厚度下降降低了電池對硅消耗成本，但下游電池加工設備在處理180微米切片的損耗率明顯上升，企業競爭力依托于下游設備的改善。
電池光電轉化率和電池使用壽命的提高對減低光伏電池發電成本具有很大影響，但根據近幾年發展歷史，電池光電轉化率和電池使用壽命提高幅度較小，日后能否大幅提高不確定性較大。
同時，新興技術的出現將會改變行業競爭格局，如果我國光伏企業不能有效把握并應用新一代先進技術，勢必失去目前的優勢地位。
3、財務風險
光伏產業各環節的行業特點形成了各自的財務風險。一是上游多晶硅項目投資巨大，財務成本較高；二是光伏電池組件出口企業應收賬款加大，資金壓力加大；三是在結算貨幣匯率波動加大的情況下，出口企業面臨較高匯兌損失風險。
海外市場萎縮，對行業普遍影響較大，作為資金密集型產業，對資金的依賴仍然非常強烈，特別是近幾年的過度擴張以及銷售方式由預收款轉為賒銷等原因導致光伏企業資金鏈偏緊，加之資本市場流動性不足，信貸緊縮的情況下，存在一定財務風險。
4、投資風險
為發揮規模效應和產業鏈優勢，光伏產業相關企業大都向上下游進行延伸，導致各環節產能積聚擴張，企業投資風險進一步放大。
5、經營風險
企業經營對管理、技術、營銷、財務等要求較高，企業的管理團隊、技術團隊、企業品牌等決定了企業能否健康快速發展。
光伏行業各環節產品供需情況和價格急劇波動、結算方式變化等均給行業內企業正常經營帶來較大風險。
6、市場風險
我國太陽能電池企業主要屬于出口外向型企業，95%的訂單都來自國外。但是由于歐債危機的影響和補貼政策的調整，導致市場需求迅速減少，光伏產業市場大規模萎縮，而這直接導致了我國太陽能電池制造企業銷售額急劇下降。
2012年11月，美國國際貿易委員會通過針對中國相關生產企業和出口企業征收介于18.32%至249.96%的反傾銷關稅，以及介于14.78%至15.97%的反補貼關稅。2012年9月初，歐盟正式宣布對華光伏組件、關鍵零部件如硅片等發起反傾銷立案調查，涉案金額高達200多億美元。雖然美國占中國光伏產品出口的市場份額比重并不大，影響有限。但歐洲是中國光伏產業主力海外市場，若是歐盟也作出類似的裁決，從短期來看，中國光伏產業面臨的市場風險較高。
7、產能過剩風險
2009年年底開始，由于歐洲光伏市場開始好轉，市場呈現爆發式增長，而眾多中國企業卻陷入產能嚴重不足的狀況。于是自2010年開始，中國的光伏企業開始了產能的大幅擴張。數據顯示，2011年全球光伏總安裝量為27GW，而國內目前已經量產、再加上在建的光伏產能卻達到了50GW。
附件：行業內重要文件
1、工聯電子〔2010〕137號《多晶硅行業準入條件》
2、《太陽能光伏產業“十二五”發展規劃》
中華人民共和國工業和信息化部公告
工聯電子〔2010〕137號
為貫徹落實科學發展觀，促進多晶硅行業節能降耗、淘汰落后和結構調整，引導行業健康發展，根據國家有關法律法規和產業政策，工業和信息化部、國家發展改革委、環境保護部會同有關部門制定了《多晶硅行業準入條件》，現予以公告。
有關部門在對多晶硅建設項目核準、備案管理、土地審批、環境影響評價、信貸融資、生產許可、產品質量認證等工作中要以本準入條件為依據。
附件：多晶硅行業準入條件
中華人民共和國工業和信息化部
中華人民共和國國家發展和改革委員會
中華人民共和國環境保護部
二〇一〇年十二月三十一日
多晶硅行業準入條件
為深入貫徹落實科學發展觀，規范和引導多晶硅行業健康發展，堅決抑制行業重復建設和產能過剩，根據國家有關法律法規和產業政策，按照優化布局、調整結構、約能源、降低消耗、保護環境、安全生產的原則，特制訂多晶硅行業準入條件。
一、項目建設條件和生產布局
（一）多晶硅項目應當符合國家產業政策、用地政策及行業發展規劃，新建和改擴建項目投資中最低資本金比例不得低于30%。嚴格控制在能源短缺、電價較高的地區新建多晶硅項目，對缺乏綜合配套、安全衛生和環保不達標的多晶硅項目不予核準或備案。
（二）在依法設立的基本農田保護區、自然保護區、風景名勝區、飲用水水源保護區，居民集中區、療養地、食品生產地等環境條件要求高的區域周邊1000米內或國家、地方規劃的重點生態功能區的敏感區域內，不得新建多晶硅項目。已在上述區域內投產運營的多晶硅項目要根據該區域有關規劃，依法通過搬遷、轉停產等方式逐步退出。
（三）在政府投資項目核準新目錄出臺前，新建多晶硅項目原則上不再批準。但對加強技術創新、促進節能環保等確有必要建設的項目，報國務院投資主管部門組織論證和核準。
二、生產規模與技術設備
（一）太陽能級多晶硅項目每期規模大于3000噸/年，半導體級多晶硅項目規模大于1000噸/年。
（二）多晶硅企業應積極采用符合本準入條件要求的先進工藝技術和產污強度小、節能環保的工藝設備以及安全設施，主要工段、設備參數應能實現連續流程在線檢測。
三、資源回收利用及能耗
（一）新建多晶硅項目生產占地面積小于6公頃/千噸。現有多晶硅項目應當厲行節約集約用地原則。
（二）太陽能級多晶硅還原電耗小于80千瓦時/千克，到2011年底前小于60千瓦時/千克。
（三）半導體級直拉用多晶硅還原電耗小于100千瓦時/千克，半導體級區熔用多晶硅還原電耗小于120千瓦時/千克。
（四）還原尾氣中四氯化硅、氯化氫、氫氣回收利用率不低于98.5%、99%、99%。
（五）引導、支持多晶硅企業以多種方式實現多晶硅-電廠-化工聯營，支持節能環保太陽能級多晶硅技術研發，降低成本。
（六）到2011年底前，淘汰綜合電耗大于200千瓦時/千克的太陽能級多晶硅生產線。
（七）水資源實現綜合回收利用，水循環利用率≥95%。
四、環境保護
（一）新建和改擴建項目應嚴格執行《環境影響評價法》，依法向有審批權限的環境保護行政主管部門報批環境影響評價文件。按照環境保護“三同時”的要求，建設項目配套環境保護設施并依法申請項目竣工環境保護驗收，驗收合格后方可投入生產運行。未通過環境評價審批的項目一律不準開工建設。現有企業應依法定期實施清潔生產審核，并通過評估驗收，兩次審核的時間間隔不得超過三年。
（二）廢氣
尾氣及NOx、HF酸霧排放部位均應當配備凈化裝置，采用溶液吸收法或其他
方法對其凈化處理，廢氣排放達到《大氣污染物綜合排放標準》（GB16297）和污染物排放總量控制要求。項目所在地有地方標準和要求的，應當執行地方標準和要求。
（三）廢水
按照法律、行政法規和國務院環境保護主管部門的規定設置排污口。廢水排放應符合國家相應水污染物排放標準要求。凡是向已有地方排放標準的水體排放污染物的，應當執行地方標準。
（四）固體廢物
一般工業固體廢物的貯存應符合《一般工業固體廢物貯存、處置場污染控制標準》（GB18599），對產生的四氯化硅等危險廢物，應嚴格執行危險廢物相關管理規定。
（五）噪聲
廠界噪聲符合《工業企業廠界環境噪聲排放標準》（GB12348）。
五、產品質量
企業應有質量檢驗機構和專職檢驗人員，有健全的質量檢驗管理制度。半導體級多晶硅產品符合國家標準GB/T12963所規定的質量要求，太陽能級多晶硅產品符合國家標準所規定的質量要求。
六、安全、衛生和社會責任
（一）多晶硅項目應當嚴格遵循職業危害防護設施和安全設施“三同時”制度要求。企業應當遵守《安全生產法》、《職業病防治法》等法律法規，執行保障安全生產的國家標準或行業標準。
（二）企業應當有健全的安全生產組織管理體系，有職工安全生產培訓制度和安全生產檢查制度。
（三）企業應當遵守《危險化學品安全管理條例》（國務院令第344號）、《危險化學品建設項目安全許可實施辦法》（國家安全生產監督管理總局令第8號）、《安全預評價導則》、《危險化學品建設項目安全評價細則（試行）》（安監總危化〔2007〕255號）及相關規定，依法實施危險化學品建設項目安全許可和危險化學品生產企業安全生產許可，獲取《安全生產許可證》后方可投入運行。
（四）企業應當有職業危害防治措施，對重大危險源有檢測、評估、監控措施和應急預案，并配備必要的器材和設備。塵毒作業場所達到國家衛生標準。
（五）企業應當遵守國家法律法規，依法參加養老、失業、醫療、工傷等保險，并為從業人員繳足相關保險費用。
七、監督與管理
（一）工業和信息化部負責多晶硅行業管理，商有關部門后以聯合公告形式發布符合準入條件的多晶硅企業名單，形成《多晶硅行業準入名單》，實行社會監督、動態管理。
（二）對現有項目：
1.企業應對照準入條件編制《多晶硅行業準入申請報告》并通過當地工業和信息化主管部門報送工業和信息化部。
2.省級工業和信息化主管部門負責受理本地區多晶硅企業的申請，按準入條件要求會同同級發展改革部門、環保部門對企業情況進行核實并提出初審意見，附企業申請材料報送工業和信息化部。
3.工業和信息化部收到申請后，會同有關部門對企業申請材料組織審查，對符合準入條件的企業進行公示，無異議后予以公告。對不符合準入條件的企業，工業和信息化部通知省級工業和信息化主管部門責令企業整改，整改仍不達標的企業應當逐步退出多晶硅生產。
（三）對新建和改擴建項目：
1.國務院投資主管部門按照準入條件要求對新建和改擴建項目組織論證和核準。
2.企業應自投產之日起半年內申請，省級工業和信息化主管部門會同同級發展改革部門、環保部門對其進行檢查并提出檢查意見，附企業申請材料報送工業和信息化部。工業和信息化部對企業申請材料組織審查，對符合準入條件的企業進行公示，無異議后予以公告。對不符合準入條件的企業，工業和信息化部通知省級工業和信息化主管部門責令企業整改，整改仍不達標的企業應當停止多晶硅生產。
（四）地方工業和信息化主管部門每年要會同有關部門對本地區企業生產過程中執行準入條件的情況進行監督檢查，工業和信息化部組織有關部門對公告企業進行抽查。
（五）公告企業有下列情況，將撤銷其公告資格：
1.填報資料有弄虛作假行為；
2.拒絕接受監督檢查；
3.不能保持準入條件要求；
4.發生重大安全和污染責任事故；
5.違反法律、法規和國家產業政策規定。
（六）對不符合規劃布局、生產規模、資源利用、環境保護、安全衛生等要求的多晶硅項目，投資管理部門不予核準和備案，國土資源管理、環境保護、檢、監等部門不得辦理有關手續，金融機構不得提供貸款和其它形式的授信支持。
（七）有關行業協會、產業聯盟、中介機構要協助做好準入條件實施工作，組織企業加強協調和自律管理。
八、附則
（一）
本準入條件適用于中華人民共和國境內（臺灣、香港、澳門地區除外）所有類型的多晶硅企業和項目。
（二）
本準入條件涉及的法律法規、國家標準和行業政策若進行修訂，按修訂后的規定執行。
（三）
本準入條件自發布之日起實施，由工業和信息化部負責解釋，并根據行業發展情況和宏觀調控要求會同有關部門適時進行修訂。
本政策所稱“光伏行業”是指按國家統計局《國民經濟行業分類》（GB/T4754-2011）標準中的C2664A光伏發電所用電子半導體材料制造、C3825光伏設備及元器件制造[1]、D4415太陽能發電。
由于光伏行業是成長性行業，與國標行業分類難以直接對應，因此，銀行將主營業務產品屬于光伏發電系統組成部分的企業均劃分為光伏行業。對于實際上屬于光伏行業，但因國標范圍對應的銀行行業為非光伏的，可以參照本授信投向政策執行。
二、行業概況
1、光伏發電技術路線
光伏發電產業按電池技術路線主要分為晶體硅太陽能電池、薄膜太陽能電池和聚光光伏電池。
太陽能電池根據所用材料的不同，可分為：晶體硅太陽能電池、多元化合物薄膜太陽能電池、聚合物多層修飾電極型太陽能電池、納米晶太陽能電池、有機太陽能電池。
晶體硅太陽能電池分為單晶硅太陽能電池、多晶硅太陽能電池兩種。晶體硅太陽能電池約占當前光伏市場85%份額。晶體硅電池技術成熟、性能穩定，是光伏電池的主流品種。晶體硅電池的主流地位中期不會改變。
薄膜電池是利用非常薄的感光材料制成，附著或涂層于廉價的玻璃、不銹鋼或塑料襯底上。相較于晶體硅電池，優勢是：技術造價比晶體硅低，可用于樓宇立面和商用建筑的屋頂，適于建筑一體化應用，是建設低碳環保型建筑物的材料；在弱光或散射光線條件下，依然能夠發電，適用條件較為寬松。劣勢是光電轉換效率較低，商業化應用的轉換率目前普遍在8%-10%左右；存在光電效率衰退效應，穩定性不高。
多元化合物薄膜太陽能電池材料為無機鹽，其主要包括砷化鎵III-V族化合物、硫化鎘、碲化鎘及銅錮硒薄膜電池等。
砷化鎵（GaAs）III-V族化合物光伏電池的轉換效率可達40%。GaAs化合物材料具有十分理想的光學帶隙以及較高的吸收效率，抗輻照能力強，對熱不敏感，適合于制造高效單結電池。但是GaAs材料的價格不菲，因而在很大程度上限制了GaAs電池的普及。
硫化鎘、碲化鎘薄膜光伏電池的效率較非晶硅薄膜光伏電池效率高，成本較晶體硅光伏電池低，并且也易于大規模生產，但鎘有劇毒，會對環境造成嚴重污染。
銅銦硒薄膜光伏電池（簡稱CIS）適合光電轉換，不存在光致衰退問題，轉換效率也較高。具有價格低廉、性能良好和工藝簡單等優點，將成為今后發展光伏電池的一個重要方向。唯一問題是材料來源，銦和硒都是稀有元素，因此這類電池的發展必然受到限制。
其他太陽能電池目前大都處于實驗室階段。
此外，太陽能發電技術還包括聚光光伏發電（CPV）和聚光光熱發電（CSP）。聚光光伏發電（CPV）利用聚集的太陽光，進行光伏轉換，約占聚光路線的3%。聚光光熱發電（CSP）通過聚集光熱產生蒸汽，推動渦輪，帶動發電機發電，通常規模大于1MW，適合陽光充足的荒漠地帶；它同時可以借助生物質等其它燃料，實現持續穩定供電，更受電網歡迎。CSP技術路線占聚光路線的比例為97%。聚光光熱（CSP）技術按照聚光方式的不同，可以分為槽式技術、塔式技術、碟式技術和菲涅耳式技術。
使用晶硅電池和薄膜電池進行光電轉換，分別是第一、第二代太陽能利用技術，均已得到了廣泛應用。
利用光學元件將太陽光匯聚后再進行利用發電的聚光太陽能技術，被認為是太陽能發電未來發展趨勢的第三代技術。
太陽能電池技術未來發展的主要目標仍然是圍繞著提高產品的轉換效率、降低生產成本和能耗、延長產品的使用壽命這幾個方面。
晶體硅光伏電池產業一般可劃分為：上游——多晶硅生產、中游——單晶拉棒（或多晶鑄錠）、切片，下游——電池片制造、光伏組件和發電應用系統。完整的晶體硅光伏產業生產鏈條包含以下生產環節：
2、光伏行業不同產業鏈環節具有以下特點：
（1）上游（多晶硅）為資本和技術密集型行業
多晶硅生產總體講為技術密集型和資本密集型。多晶硅材料的生產技術長期以來掌握在Tokuyama、三菱、Hemlock、Asimi、SGS、MEMC、Wacker等公司（以上公司被稱為多晶硅生產傳統七大家）手中。雖然國內企業在引進國外技術基礎上進行了一些消化和吸收，但和發達國家相比仍存在著能耗高、質量不穩定等問題。此外，由于國內大部分多晶硅料生產企業沒有掌握核心技術，關鍵設備大多高價引自國外，高額的生產設備的成本分攤到產品上，造成多晶硅成本高出國際多晶硅八大生產廠商（美國的Hemlock、AsiMi、SGS、MEMC，德國的Wacker，日本的Tokuyama、Mitsubishi、Sumitomo）平均生產成本。
具體來講，多晶硅生產具有以下特點：
①生產工藝決定了多晶硅制造成本
不同的生產工藝決定了多晶硅的制造成本，如改良西門子法生產成本為25美元－35美元/公斤（據了解目前江蘇中能硅業的采用改良西門子法生產成本已降至20美元/公斤以下），而代表著現代最新工藝的循環流化床工藝，其公斤能耗將下降至20－40Kwh，能耗為西門子法的20％－30％，總體生產成本較西門子法下降30％左右，該工藝一旦大規模應用，每公斤多晶硅成本最低可逼近10美元。
②閉環工藝大大降低了環境污染
通過對尾氣的回收利用，實現全循環、零排放，有效降低了成本，并大大減少了環境污染。
③規模優勢
多晶硅制造企業需具有一定規模優勢，其成本方可控制在合理范圍以內。目前國際上認為產能規模在3000噸以上具有較好規模優勢。而多晶硅投資1000噸產能所需金額約1.5億美元，故多晶硅制造企業若達到規模優勢需投資達4.5億美元。
（2）中游（單晶拉棒/多晶融錠、切片）類似于機械加工，主要為設備投入，對技術要求不高。總體來講，單晶拉棒/多晶融錠、切片生產為資本密集型，其技術含量不高，主要為設備投入，工藝特點反映為機器設備是否先進。
（3）下游包括電池片生產、組件，電池片生產為資本和技術密集型行業、組件生產為勞動力密集型行業。
在整個光伏產業中，電池片生產和組件環節為我國最具競爭力的環節。具體來講，具有以下特點：
①電池片生產工藝不斷改良最終目標為提高光電轉換效率，降低衰減率；
②多晶體硅電池成為主要趨勢；
③電池組件環節基本為勞動力密集型，因我國勞動力成本較低，具有較大生產優勢；
④非晶硅光伏電池技術相對晶體硅電池優勢逐步降低；
隨著多晶硅價格下跌，且非晶硅光伏電池所使用稀有金屬價格較高，非晶硅光伏電池成本優勢大幅減低。薄膜電池技術發電成本比晶硅電池成本低，但設備投資卻是晶體硅電池的7～8倍，前期投資巨大，加上國內的薄膜技術還不成熟，其競爭力不如晶硅電池。
⑤電池組件90%以上依賴出口；
因太陽能發電成本要到2015年之后才有可能與常規發電成本持平，而我國相關補貼政策相對而言尚不完善，故電池組件主要依賴出口。
此外目前國內光伏行業現狀是“兩頭小中間大”：中端組件產能嚴重過剩，但終端電站建設和平價上網卻遲遲沒有邁出實質步伐，導致行業嚴重依賴出口。
商務部網站顯示，2014年1-6月份全球光伏電池出口額為74.2億美元，其中亞洲以38.2億美元居首，北美洲以15億美元位居第二，歐洲則以14.55億美元出口額屈居第三。
⑥電池組件生產為勞動力密集型，對技術和資金需求不高，這種特點導致了我國電池組件生產以中小企業為主。
3、光伏行業總體發展狀況：
（1）目前國內光伏行業現狀是“兩頭小中間大”，各環節發展不均衡，產業鏈不完整的企業受上下游供需不均衡影響較大，行業主力以在海外上市的民營企業為主，大型企業紛紛延伸產業鏈，近年來越來越多的企業進入光伏行業，國有企業加大力度在光伏領域布局。
光伏產業屬于典型的規模經濟型產業，只有企業的產能規模達到了一定水平，才能增強其成本控制能力。
（2）我國太陽能光伏行業仍面臨原料、關鍵技術設備、市場需求“三頭在外”的現象。2014上半年中國進口多晶硅4.6萬噸，較去年同期增加17.4%。其中84%來自三個出口國：美國(21.8%)，韓國(30.0%)，德國(32.6%)。盡管中國在今年1月公布了對從美國和韓國進口的多晶硅將征收懲罰性關稅，但實際情況中幾乎所有這兩國出口到中國的多晶硅都通過加工貿易(來料加工或進料加工)的渠道避免了關稅。現階段光伏發電終端市場主要集中于政府補貼較高的歐洲國家。
（3）需求是預測太陽能光伏組件價格的關鍵。光伏組件量價關系表現為：電價下調—項目收益率下降—裝機需求回落—組件價格下降—項目收益率提高—裝機需求上升—組件價格企穩。因此在今年市場供給不存在問題的前提下，需求判斷是預測價格的關鍵。
（4）光伏應用系統產品、光伏專用設備制造國產化進程加速，部分設備開始出口。我國太陽能電池制造設備和太陽能光伏組件封裝設備已經成功實現了國產化，太陽能電池制造設備如擴散爐、等離子刻蝕機、清洗機、管式PECVD以及烘干/燒結爐，組件制造設備中的層壓機，材料制造設備中的單晶爐、多晶硅鑄錠爐、切片機等設備，以性價比優勢取得了一定市場份額。
（5）行業發展機遇
①光伏行業增長較快，具有廣闊的發展空間。
光伏產業作為可再生能源領域的生力軍，已是世界上增長最快的產業之一，全球各種以光伏產業為主導的企業猶如雨后春筍一般茁壯成長。光伏發電不需要燃料，無氣體排放，具有無污染、安全、長壽命、維護簡單、資源永不枯竭和資源分布范圍廣泛等特點，被認為是21世紀最重要的新能源。
2014年上半年，我國電池組件產能超過40吉瓦，產量約15吉瓦，同比增長30.4%。光伏產業已成為中國為數不多的、可以與國際企業站在同一起跑線上參與競爭的產業，是我國最有希望在全球范圍內培育競爭優勢的戰略性新興產業之一。
②國家政策扶持產業發展
《國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見》（國發[2013]24號）發布以來，各地區積極制定配套政策和實施方案，有力推動了分布式光伏發電在眾多領域的多種方式利用，呈現出良好發展態勢。但是各地區還存在不同程度的政策尚未完全落實、配套措施缺失、工作機制不健全等問題。為破解分布式光伏發電應用的關鍵制約，大力推進光伏發電多元化發展，加快擴大光伏發電市場規模，現就進一步落實分布式光伏發電有關政策通知如下：
一、高度重視發展分布式光伏發電的意義。光伏發電是我國重要的戰略性新興產業，大力推進光伏發電應用對優化能源結構、保障能源安全、改善生態環境、轉變城鄉用能方式具有重大戰略意義。分布式光伏發電應用范圍廣，在城鄉建筑、工業、農業、交通、公共設施等領域都有廣闊應用前景，既是推動能源生產和消費革命的重要力量，也是促進穩增長調結構促改革惠民生的重要舉措。各地區要高度重視發展分布式光伏發電的重大戰略意義，主動作為，創新機制，全方位推動分布式光伏發電應用。
二、加強分布式光伏發電應用規劃工作。各地區要將光伏發電納入能源開發利用和城鎮建設等相關規劃，省級能源主管部門要組織工業企業集中的市縣及各類開發區，系統開展建筑屋頂及其他場地光伏發電應用的資源調查工作，綜合考慮屋頂面積、用電負荷等條件，編制分布式光伏發電應用規劃，結合建設條件提出年度計劃。各新能源示范城市、綠色能源示范縣、新能源應用示范區、分布式光伏發電應用示范區要制定分布式光伏發電應用規劃，并按年度落實重點建設項目。優先保障各類示范區和其它規劃明確且建設條件落實的項目的年度規模指標。
三、鼓勵開展多種形式的分布式光伏發電應用。充分利用具備條件的建筑屋頂（含附屬空閑場地）資源，鼓勵屋頂面積大、用電負荷大、電網供電價格高的開發區和大型工商企業率先開展光伏發電應用。鼓勵各級地方政府在國家補貼基礎上制定配套財政補貼政策，并且對公共機構、保障性住房和農村適當加大支持力度。鼓勵在火車站（含高鐵站）、高速公路服務區、飛機場航站樓、大型綜合交通樞紐建筑、大型體育場館和停車場等公共設施系統推廣光伏發電，在相關建筑等設施的規劃和設計中將光伏發電應用作為重要元素，鼓勵大型企業集團對下屬企業統一組織建設分布式光伏發電工程。因地制宜利用廢棄土地、荒山荒坡、農業大棚、灘涂、魚塘、湖泊等建設就地消納的分布式光伏電站。鼓勵分布式光伏發電與農戶扶貧、新農村建設、農業設施相結合，促進農村居民生活改善和農業農村發展。對各類自發自用為主的分布式光伏發電項目，在受到建設規模指標限制時，省級能源主管部門應及時調劑解決或向國家能源局申請追加規模指標。
四、加強對建筑屋頂資源使用的統籌協調。鼓勵地方政府建立光伏發電應用協調工作機制，引導建筑業主單位（含使用單位）自建或與專業化企業合作建設屋頂光伏發電工程，主動協調電網接入、項目備案、建筑管理等工作。對屋頂面積達到一定規模且適宜光伏發電應用的新建和改擴建建筑物，應要求同步安裝光伏發電設施或預留安裝條件。政府投資或財政補助的公共建筑、保障性住房、新城鎮和新農村建設，應優先考慮光伏發電應用。地方政府可根據本地實際，通過制定示范合同文本等方式，引導區域內企業建立規范的光伏發電合同能源管理服務模式。地方政府可將建筑光伏發電應用納入節能減排考核及獎懲制度，消納分布式光伏發電量的單位可按折算的節能量參與相關交易。鼓勵分布式光伏發電項目根據《溫室氣體自愿減排交易管理暫行辦法》參與國內自愿碳減排交易。
五、完善分布式光伏發電工程標準和質量管理。加強光伏產品、光伏發電工程和建筑安裝光伏發電設施的安全性評價和管理工作，對載荷校核、安裝方式、抗風、防震、消防、避雷等要嚴格執行國家標準和工程規范。并網運行的光伏發電項目和享受各級政府補貼的非并網獨立光伏發電項目，須采用經國家認監委批準的認證機構認證的光伏產品。建設單位進行設備的采購招標時，應明確要求采用獲得認證的光伏產品，施工單位應具備相應的資質要求。各地區的市縣（區）政府要建立建筑光伏發電應用的統籌協調管理工作機制，加強分布式光伏發電項目的質量管理和安全監督。各級地方政府不得隨意設置審批和收費事項，不得限制符合國家標準和市場準入條件的產品進入本地市場，不得向項目單位提出采購本地產品的不合理要求，不得以各種方式為低劣產品提供市場保護。
六、建立簡便高效規范的項目備案管理工作機制。各級能源主管部門要抓緊制定完善分布式光伏發電項目備案管理的工作細則，督促市縣（區）能源主管部門設立分布式光伏發電項目備案受理窗口，建立簡便高效規范的工作流程，明確項目備案條件和辦理時限，并向社會公布。鼓勵市縣（區）政府設立“一站式”管理服務窗口，建立多部門高效協調的管理工作機制，并與電網企業銜接好項目接網條件和并網服務。對個人利用住宅（或個人所有的營業性建筑）建設的分布式光伏發電項目，電網企業直接受理并網申請后代個人向當地能源主管部門辦理項目備案。
七、完善分布式光伏發電發展模式。利用建筑屋頂及附屬場地建設的分布式光伏發電項目，在項目備案時可選擇“自發自用、余電上網”或“全額上網”中的一種模式。“全額上網”項目的全部發電量由電網企業按照當地光伏電站標桿上網電價收購。已按“自發自用、余電上網”模式執行的項目，在用電負荷顯著減少（含消失）或供用電關系無法履行的情況下，允許變更為“全額上網“模式，項目單位要向當地能源主管部門申請變更備案，與電網企業簽訂新的并網協議和購售電合同，電網企業負責向財政部和國家能源局申請補貼目錄變更。在地面或利用農業大棚等無電力消費設施建設、以35千伏及以下電壓等級接入電網（東北地區66千伏及以下）、單個項目容量不超過2萬千瓦且所發電量主要在并網點變電臺區消納的光伏電站項目，納入分布式光伏發電規模指標管理，執行當地光伏電站標桿上網電價，電網企業按照《分布式發電管理暫行辦法》的第十七條規定及設立的“綠色通道”，由地級市或縣級電網企業按照簡化程序辦理電網接入并提供相應并網服務。
八、進一步創新分布式光伏發電應用示范區建設。繼續推進分布式光伏發電應用示范區建設，重點開展發展模式、投融資模式及專業化服務模式創新。在示范區探索分布式光伏發電區域電力交易試點，允許分布式光伏發電項目向同一變電臺區的符合政策和條件的電力用戶直接售電，電價由供用電雙方協商，電網企業負責輸電和電費結算。鼓勵示范區政府與銀行等金融機構合作開展金融服務創新試點，通過設立公共擔保基金、公共資金池等方式為本地區光伏發電項目提供融資服務。各省級能源主管部門組織具備條件的地區提出示范區實施方案報國家能源局，國家能源局會同有關部門研究確定有關政策條件后指導示范區組織實施。對示范區內的分布式光伏發電項目（含就近消納的分布式光伏電站），可按照“先備案，后追加規模指標”方式管理，以支持示范區建設持續進行。
九、完善分布式光伏發電接網和并網運行服務。在市縣（區）電網企業設立分布式光伏發電“一站式”并網服務窗口，明確辦理并網手續的申請條件、工作流程、辦理時限，并在電網企業相關網站公布。對法人單位申請并網的光伏發電項目，電網企業應及時出具項目接入電網意見函，在項目完成備案后開展相關配套并網工作，對個人利用住宅（或個人所有的營業性建筑）建設的分布式光伏發電項目，電網企業直接受理并及時開展相關并網服務。電網企業應按規定的并網點及時完成應承擔的接網工程，在符合電網運行安全技術要求的前提下，盡可能在用戶側以較低電壓等級接入，允許內部多點接入配電系統，避免安裝不必要的升壓設備。項目單位和電網企業要相互配合，如對接網方式存在爭議，可申請國家能源局派出機構協調。電網企業提供的電能計量表應可明確區分項目總發電量、“自發自用”電量（包括合同能源服務方式中光伏企業向電力用戶的供電量）和上網電量，并具備向電力運行調度機構傳送項目運行信息的功能。
十、加強配套電網技術和管理體系建設。各級電網企業在進行配電網規劃和建設時，要充分考慮當地分布式光伏發電的發展潛力、規劃和建設情況，采用相應的智能電網技術、配置相應的安全保護和運行調節設施。對分布式光伏發電規模大的新能源示范城市、綠色能源示范縣、分布式光伏發電應用示范區，應同步制定相應的智能配電網建設方案，建設雙向互動、控制靈活、安全可靠的配電網系統。建立包含分布式光伏發電功率預測和實時運行監測等功能的配電網運行信息管理系統，開展需求側響應負荷管理，對區域內的分布式光伏發電實現實時動態監控和發輸用一體化控制。鼓勵探索微電網技術并在相對獨立的區域應用，提高局部電網接納高比例分布式光伏發電的能力。
十一、完善分布式光伏發電的電費結算和補貼撥付。各電網企業按月（或雙方約定）與分布式光伏發電項目單位（含個人）結算電費和轉付國家補貼資金，要做好分布式光伏發電的發電量預測，按分布式光伏發電項目優先原則做好補貼資金使用預算和計劃，保障分布式光伏發電項目的國家補貼資金及時足額轉付到位。電網企業應按照有關規定配合當地稅務部門處理好購買分布式光伏發電項目電力產品發票開具和稅款征收問題。對已備案且符合年度規模管理的項目，電網企業應做好項目電費結算和補貼發放情況的統計，并按要求向國家和省級能源主管部門及國家能源局派出機構報送相關信息。項目并網驗收后，電網企業代理按季度向財政部和國家能源局上報項目補貼資格申請。
十二、創新分布式光伏發電融資服務。鼓勵銀行等金融機構結合分布式光伏發電的特點和融資需求，對分布式光伏發電項目提供優惠貸款，采取靈活的貸款擔保方式，探索以項目售電收費權和項目資產為質押的貸款機制。鼓勵銀行等金融機構與地方政府合作建立分布式光伏發電項目融資服務平臺，與光伏發電骨干企業建立銀企戰略合作關系，探索對有效益、有市場、有訂單、有信譽的“四有企業”實行封閉貸款。鼓勵地方政府結合民生項目對分布式光伏發電提供貸款貼息政策。鼓勵采用融資租賃方式為光伏發電提供一體化融資租賃服務，鼓勵各類基金、保險、信托等與產業資本結合，探索建立光伏發電投資基金，鼓勵擔保機構對中小企業建設分布式光伏開展信用擔保，在支農金融服務中開展支持光伏入戶和農業設施光伏利用業務。建立以個人收入等為信用條件的貸款機制，逐步推行對信用度高的個人安裝分布式光伏發電設施提供免擔保貸款。
十三、完善產業體系和公共服務。通過市場機制培育分布式光伏發電系統規劃設計、工程建設、評估認證、運營維護等環節的專業化服務能力。鼓勵技術先進、投資能力強、經營規范的企業按照統一標準規范開展項目設計、施工、建設、管理及運營一體化服務，建立網絡化的營銷和技術服務體系。完善光伏發電工程設計、施工和運行維護的從業資格認證制度,健全相關從業機構和企業的資信管理體系。建立光伏產業監測和預警機制，及時發布技術、市場、產能、質量等信息和預警預報，引導行業理性健康發展。
十四、加強信息統計和監測體系建設。國家能源局建立并完善覆蓋光伏發電項目備案、接網申請、建設進度、并網容量、發電量、利用方式等情況的信息管理系統，委托國家可再生能源信息管理中心（依托中國水電水利規劃設計總院）管理。各市縣（區）能源主管部門按月在信息管理系統填報項目備案情況，各省級能源主管部門及時督促并匯總，國家能源局派出機構及時查詢跟蹤情況。國家電網公司、南方電網公司等電網企業按月進行接網申請、并網容量、發電量信息、電費結算、補貼發放等情況的信息統計，按月報送國家能源局并抄送國家可再生能源信息管理中心。各省級能源主管部門按季度在信息管理系統報送項目備案、建設和運行的匯總信息，按半年、全年向國家能源局上報發展情況的總結報告。國家可再生能源信息管理中心按季度、半年、全年向國家能源局報送全國光伏發電統計及評價報告。
十五、加強政策落實的監督檢查和市場監管。國家能源局派出機構會同地方能源主管部門等加強分布式光伏發電相關國家和地方政策落實的監督檢查。國家能源局派出機構負責對分布式光伏發電的并網安全進行監管，電網企業應配合做好安全監管的技術支持工作。建立對電網企業的接網服務、接入方案、并網運行、電能計量、電量收購、電費結算、補貼資金發放各環節進行全程監管的工作機制。加強對分布式光伏發電合同能源服務以及電力交易的監管，相關方發生爭議時，可向國家能源局派出機構申請協調，也可通過12398舉報投訴電話反映，國家能源局派出機構應會同當地能源主管部門協調解決。如電網公司未按照規定接入和收購光伏發電的電量，按照《可再生能源法》第二十九條規定承擔法律責任。國家能源局派出機構會同省級能源主管部門對分布式光伏發電開展專項監管，按半年、全年向國家能源局上報專項監管報告，并以適當方式向社會公布，發現重大問題及時上報。
4、行業發展趨勢
（1）行業下行趨勢將持續，但2015年后半段有望出現行業“拐點”。
受歐、美、印等國“雙反”政策持續壓制國內光伏企業、國內市場競爭無序等因素影響，2013年國內各類光伏產品價格基本呈逐漸下跌趨勢，大量缺乏核心技術，只能在較低水平上進行單一生產或組裝的中小企業遭遇市場淘汰。
預計在2015年前半年，隨著美國“雙反”負面影響持續，以及歐洲“雙反”的初裁及發酵，我國光伏產業外需仍將持續疲軟。與此同時，國內光伏產業扶持政策仍需時間出臺細則和實際落實，國內光伏產業仍難以形成規模化內需。受此影響，全國業內大企業產能利用率將會保持低位。然而，隨著國內光伏市場的啟動，以及海外利空政策的出盡，國內業內大企業預計將在2015年第三季度出現產能利用率提升，第四季度實現產能優化與重擴，但小企業受技術與成本影響，退出趨勢仍將持續。待行業產能有效退出完成，光伏行業有望迎來景氣“拐點”。
（2）傳統市場增長空間有限，但國際新興市場有望崛起。
在目前全球光伏產業市場需求方面，歐洲占據最大份額，我國光伏出口歐洲市場高達70%。然而，受意大利公布“第五能源法案”草稿終稿及德國光伏補貼政策調整影響，市場需求將遭受負面沖擊，但隨著光伏組件成本進一步下降帶來的系統成本的下降，能基本緩沖補貼下降導致的收益下降影響，傳統歐洲光伏市場將整體維持一個較為“溫和增長”的態勢。
與此同時，監測數據表明，根據最新北美光伏市場季度報告數據顯示，2013年美國太陽能光伏新安裝量創紀錄地達到4.2GW，比2012年增長15%，成為繼亞太之后全球第二大光伏市場。第四季度的太陽能光伏安裝量也創下了新記錄，高達近1.4GW。2013年美國光伏市場主要由大型電站項目主導，在新增項目中占比超過80%。其中地面電站達到3GW，僅第四季度便超過了1GW。大型屋頂項目的需求量超過了500MW，與前幾年水平相當。同期日本光伏組件銷售收入亦出現了猛增，受其國內政策推動影響，美、日光伏產業市場仍處于成長初期，未來成長空間不可限量。與此同時，目前在羅馬尼亞和南非，同時出現了電價上漲和光伏系統成本下滑的趨勢，兩國光伏產業增長空間潛力可期。此外，2013年中國光伏系統安裝量將超過6GW，超過德國成為全球最大光伏市場。而據我國最新修訂的“十二五”規劃光伏發電裝機指標，2015年我國光伏發電裝機指標將上調至21GW，2020年則進一步上調至50GW，未來國內光伏市場有望實現持續發力。
（3）國際貿易爭端和匯率風險將有所增加
世界主要國家將新能源產業列為重點發展的行業，我國光伏行業在未來的發展進程中，會面臨更多的國際貿易爭端，同時人民幣升值的壓力不斷加大，加之主要訂單基本來自國外，光伏行業面臨較大的匯率風險。
三、總體發展原則
“控制總量，調整結構”是指在世界傳統能源逐漸枯竭的背景下，光伏電池發電作為世界新型能源前景看好；但在現階段，光伏行業產品依賴出口和政府補貼，面臨國際貿易爭端、產品價格持續下降、行業整體出現虧損，部分企業抗周期波動能力差，大量中小企業關停，因此，從防范風險的角度考慮，對光伏行業實行“控制總量”。此外，針對光伏行業產業鏈特征，大力發展供應鏈融資，加大國內、國際貿易融資占比，授信方案設計應考慮有效帶動結算回款，控制中長期貸款比例，以達到“調整結構”、降低行業信貸風險。
四、行業信貸投向政策
（一）客戶及項目準入
1、根據光伏電池產業鏈，實施以下客戶準入標準：
對于涉及產業鏈一個及以上環節的客戶，收入占比最大的環節須符合以上指標；對于規模指標，授信存續期內能夠提供足額抵質押的，可以酌情下調。
對于多晶硅生產企業，關注《多晶硅行業準入名單》，對不符合《多晶硅行業準入條件》且整改仍不達標的企業，不得提供授信，存量授信應逐步壓縮退出。不介入新建和擴建多晶硅項目；僅適度介入投產時間較長、技術實力雄厚、股東在相關行業背景且資金實力較強、財務狀況良好的多晶硅生產企業的短期融資需求。
對于中小企業，僅限于低風險業務和標準貿易融資業務。
2、對集成系統及配套設備領域，如多晶硅鑄錠爐、單晶爐、切片機、擴散爐、等離子刻蝕機、清洗/制絨機等光伏裝備制造企業，和與光伏終端應用關系密切的支架、逆變器、控制器等光伏應用系統配件制造企業及建設安裝承包企業，在技術掌握充分、產品經市場充分驗證、與光伏行業重點企業配套關系穩定的前提下，可適度開展貿易融資、短期授信合作，謹慎介入中長期授信品種。
3、由于近年來晶體硅太陽能光伏電池成本不斷下降，導致薄膜電池的競爭優勢不再明顯。薄膜電池擴大市場份額的阻力在于其綜合成本較高，建筑一體化市場尚未打開。因此，現階段審慎介入薄膜電池制造企業授信。
4、在國家政策大力扶持的情況下，光伏發電并網上網難問題會得到有效解決，因此，現階段可擇優支持各省申報的“分布式光伏發電應用示范區”項目和其它股東背景良好、能夠順利實現并網、預期收益較好的光伏電站項目。
5、嚴格控制光伏制造企業新建項目和單純產能擴張的項目貸款和固定資產貸款。
6、嚴禁介入光伏行業的小微授信業務。
（二）擔保方式準入
除標準貿易融資外，該行業授信原則上不予信用方式支持，敞口授信應落實合法有效保證和抵質押擔保，其中中小企業的敞口授信原則上應落實合法有效的抵質押擔保。
抵質押物應首選手續齊備、估值客觀的土地、房產；其次為市場價格透明、變現能力較強、監管規范的生產原輔料；產成品與生產設備為最次選擇。
（三）綠色信貸要求
對于達不到廢水、廢氣、固體廢物、噪聲排放標準的企業，未取得有審批權限的環境保護行政主管部門出具的環境影響審批文件的企業，以及未取得項目竣工環境保護驗收合格文件的企業，不得新增授信。
五、營銷策略
（一）從有效擴大銀行中間業務收入、掌握企業真實經營狀況角度出發，該行業授信方案設計應優先考慮貿易融資，帶動供應鏈上下游企業在銀行結算；從穩定銀企合作、爭取貿易融資份額角度出發，可給予流動資金貸款支持。
（二）圍繞行業內核心客戶大力發展供應鏈融資。對應核心客戶，大力發展國內信用證、國內保理、商業承兌匯票貼現/包買、供應鏈賣方/買方融資等業務。
（三）貸款定價應遵循銀行有關定價政策，并通過為客戶提供全方位的金融服務，提高收益水平。
（四）關注太陽能光熱發電領域的業務機會。
太陽能光熱發電在國際上已成為可再生能源的發展熱點,開始商業化運作。《國家產業結構調整指導目錄（2011年本）》在涉及國家政策重點鼓勵類的多個項目中，新能源、建筑兩大領域均與太陽能光熱發生著密切的關系。在新能源產業的十大升級方向中，太陽能光熱就占據了三個，分別為“太陽能熱發電集熱系統的開發制造”、“太陽能建筑一體化組件設計與制造”、“高效太陽能熱水器及熱水工程，太陽能中高溫利用技術開發與設備制造”。在建筑領域，涉及太陽能光熱的則有“太陽能熱利用及光伏發電應用一體化建筑”。
六、信貸管理要求
（一）對客戶股權變更、財務指標惡化、客戶向上下游延伸的項目投資等情況要在合同中設定限制條款。
（二）貸后管理中需加強對企業生產經營情況的實時監控，關注國家相關扶持政策的落實情況，以及發生的各種國際貿易爭端，及時做出對相關企業影響的判斷。
（三）2009年9月國務院發布的《關于抑制部分產能過剩和重復建設引導產業健康發展若干意見》將多晶硅列進“產能過剩”名單。
2011年1月《多晶硅行業準入條件》出臺，有利于具有技術優勢、規模和成本優勢的大型生產企業。《多晶硅行業準入條件》規定，工業和信息化部負責多晶硅行業管理，形成《多晶硅行業準入名單》，實行社會監督、動態管理；對不符合準入條件的企業，工業和信息化部通知省級工業和信息化主管部門責令企業整改，整改仍不達標的企業應當逐步退出多晶硅生產。
因此需重點關注銀行已有授信的多晶硅制造企業，對于未能進入《多晶硅行業準入名單》，且經整改仍不達標的企業，需采取及時、有效的退出措施。
（四）光伏行業需要密切關注以下風險：
1、政策風險
太陽能光伏產業主要受國外政策推動而發展起來的，目前部分歐洲國家削弱了太陽能產業的支持力度，減少財政支持和補貼額度。其影響必然傳遞到下游，影響整個太陽能電池產業的發展。
全球光伏產業仍然是政策性產業，其景氣度受各國政策扶持力度影響非常大，而全球太陽能電池產業的發展受西方國家光伏政策支持，在金融危機發生后，國際太陽能市場需求的變化具有不確定性。補貼政策從緊，下游需求萎縮，從而在短期內對整個產業有不利影響。中期看補貼政策、遠期看平價上網。
2、技術風險
當前制約光伏發電成本降低的技術難點包括多晶硅生產成本、電池片硅耗、電池光電轉化率、電池使用壽命等工藝。
成熟多晶硅生產技術—西門子工藝的關鍵是閉環工藝，不但大大降低成本，而且有效實現環保。在國內部分企業已實現閉環工藝時，wacker公司、REC公司已選用了先進的循環流化床工藝擴產，該工藝總體生產成本較西門子法下降30％左右。如果未來該種工藝成為市場主流，國內多晶硅生產企業因缺乏技術更新換代能力可能會受到一定不利影響。
中游切片厚度下降降低了電池對硅消耗成本，但下游電池加工設備在處理180微米切片的損耗率明顯上升，企業競爭力依托于下游設備的改善。
電池光電轉化率和電池使用壽命的提高對減低光伏電池發電成本具有很大影響，但根據近幾年發展歷史，電池光電轉化率和電池使用壽命提高幅度較小，日后能否大幅提高不確定性較大。
同時，新興技術的出現將會改變行業競爭格局，如果我國光伏企業不能有效把握并應用新一代先進技術，勢必失去目前的優勢地位。
3、財務風險
光伏產業各環節的行業特點形成了各自的財務風險。一是上游多晶硅項目投資巨大，財務成本較高；二是光伏電池組件出口企業應收賬款加大，資金壓力加大；三是在結算貨幣匯率波動加大的情況下，出口企業面臨較高匯兌損失風險。
海外市場萎縮，對行業普遍影響較大，作為資金密集型產業，對資金的依賴仍然非常強烈，特別是近幾年的過度擴張以及銷售方式由預收款轉為賒銷等原因導致光伏企業資金鏈偏緊，加之資本市場流動性不足，信貸緊縮的情況下，存在一定財務風險。
4、投資風險
為發揮規模效應和產業鏈優勢，光伏產業相關企業大都向上下游進行延伸，導致各環節產能積聚擴張，企業投資風險進一步放大。
5、經營風險
企業經營對管理、技術、營銷、財務等要求較高，企業的管理團隊、技術團隊、企業品牌等決定了企業能否健康快速發展。
光伏行業各環節產品供需情況和價格急劇波動、結算方式變化等均給行業內企業正常經營帶來較大風險。
6、市場風險
我國太陽能電池企業主要屬于出口外向型企業，95%的訂單都來自國外。但是由于歐債危機的影響和補貼政策的調整，導致市場需求迅速減少，光伏產業市場大規模萎縮，而這直接導致了我國太陽能電池制造企業銷售額急劇下降。
2012年11月，美國國際貿易委員會通過針對中國相關生產企業和出口企業征收介于18.32%至249.96%的反傾銷關稅，以及介于14.78%至15.97%的反補貼關稅。2012年9月初，歐盟正式宣布對華光伏組件、關鍵零部件如硅片等發起反傾銷立案調查，涉案金額高達200多億美元。雖然美國占中國光伏產品出口的市場份額比重并不大，影響有限。但歐洲是中國光伏產業主力海外市場，若是歐盟也作出類似的裁決，從短期來看，中國光伏產業面臨的市場風險較高。
7、產能過剩風險
2009年年底開始，由于歐洲光伏市場開始好轉，市場呈現爆發式增長，而眾多中國企業卻陷入產能嚴重不足的狀況。于是自2010年開始，中國的光伏企業開始了產能的大幅擴張。數據顯示，2011年全球光伏總安裝量為27GW，而國內目前已經量產、再加上在建的光伏產能卻達到了50GW。
附件：行業內重要文件
1、工聯電子〔2010〕137號《多晶硅行業準入條件》
2、《太陽能光伏產業“十二五”發展規劃》
中華人民共和國工業和信息化部公告
工聯電子〔2010〕137號
為貫徹落實科學發展觀，促進多晶硅行業節能降耗、淘汰落后和結構調整，引導行業健康發展，根據國家有關法律法規和產業政策，工業和信息化部、國家發展改革委、環境保護部會同有關部門制定了《多晶硅行業準入條件》，現予以公告。
有關部門在對多晶硅建設項目核準、備案管理、土地審批、環境影響評價、信貸融資、生產許可、產品質量認證等工作中要以本準入條件為依據。
附件：多晶硅行業準入條件
中華人民共和國工業和信息化部
中華人民共和國國家發展和改革委員會
中華人民共和國環境保護部
二〇一〇年十二月三十一日
多晶硅行業準入條件
為深入貫徹落實科學發展觀，規范和引導多晶硅行業健康發展，堅決抑制行業重復建設和產能過剩，根據國家有關法律法規和產業政策，按照優化布局、調整結構、約能源、降低消耗、保護環境、安全生產的原則，特制訂多晶硅行業準入條件。
一、項目建設條件和生產布局
（一）多晶硅項目應當符合國家產業政策、用地政策及行業發展規劃，新建和改擴建項目投資中最低資本金比例不得低于30%。嚴格控制在能源短缺、電價較高的地區新建多晶硅項目，對缺乏綜合配套、安全衛生和環保不達標的多晶硅項目不予核準或備案。
（二）在依法設立的基本農田保護區、自然保護區、風景名勝區、飲用水水源保護區，居民集中區、療養地、食品生產地等環境條件要求高的區域周邊1000米內或國家、地方規劃的重點生態功能區的敏感區域內，不得新建多晶硅項目。已在上述區域內投產運營的多晶硅項目要根據該區域有關規劃，依法通過搬遷、轉停產等方式逐步退出。
（三）在政府投資項目核準新目錄出臺前，新建多晶硅項目原則上不再批準。但對加強技術創新、促進節能環保等確有必要建設的項目，報國務院投資主管部門組織論證和核準。
二、生產規模與技術設備
（一）太陽能級多晶硅項目每期規模大于3000噸/年，半導體級多晶硅項目規模大于1000噸/年。
（二）多晶硅企業應積極采用符合本準入條件要求的先進工藝技術和產污強度小、節能環保的工藝設備以及安全設施，主要工段、設備參數應能實現連續流程在線檢測。
三、資源回收利用及能耗
（一）新建多晶硅項目生產占地面積小于6公頃/千噸。現有多晶硅項目應當厲行節約集約用地原則。
（二）太陽能級多晶硅還原電耗小于80千瓦時/千克，到2011年底前小于60千瓦時/千克。
（三）半導體級直拉用多晶硅還原電耗小于100千瓦時/千克，半導體級區熔用多晶硅還原電耗小于120千瓦時/千克。
（四）還原尾氣中四氯化硅、氯化氫、氫氣回收利用率不低于98.5%、99%、99%。
（五）引導、支持多晶硅企業以多種方式實現多晶硅-電廠-化工聯營，支持節能環保太陽能級多晶硅技術研發，降低成本。
（六）到2011年底前，淘汰綜合電耗大于200千瓦時/千克的太陽能級多晶硅生產線。
（七）水資源實現綜合回收利用，水循環利用率≥95%。
四、環境保護
（一）新建和改擴建項目應嚴格執行《環境影響評價法》，依法向有審批權限的環境保護行政主管部門報批環境影響評價文件。按照環境保護“三同時”的要求，建設項目配套環境保護設施并依法申請項目竣工環境保護驗收，驗收合格后方可投入生產運行。未通過環境評價審批的項目一律不準開工建設。現有企業應依法定期實施清潔生產審核，并通過評估驗收，兩次審核的時間間隔不得超過三年。
（二）廢氣
尾氣及NOx、HF酸霧排放部位均應當配備凈化裝置，采用溶液吸收法或其他
方法對其凈化處理，廢氣排放達到《大氣污染物綜合排放標準》（GB16297）和污染物排放總量控制要求。項目所在地有地方標準和要求的，應當執行地方標準和要求。
（三）廢水
按照法律、行政法規和國務院環境保護主管部門的規定設置排污口。廢水排放應符合國家相應水污染物排放標準要求。凡是向已有地方排放標準的水體排放污染物的，應當執行地方標準。
（四）固體廢物
一般工業固體廢物的貯存應符合《一般工業固體廢物貯存、處置場污染控制標準》（GB18599），對產生的四氯化硅等危險廢物，應嚴格執行危險廢物相關管理規定。
（五）噪聲
廠界噪聲符合《工業企業廠界環境噪聲排放標準》（GB12348）。
五、產品質量
企業應有質量檢驗機構和專職檢驗人員，有健全的質量檢驗管理制度。半導體級多晶硅產品符合國家標準GB/T12963所規定的質量要求，太陽能級多晶硅產品符合國家標準所規定的質量要求。
六、安全、衛生和社會責任
（一）多晶硅項目應當嚴格遵循職業危害防護設施和安全設施“三同時”制度要求。企業應當遵守《安全生產法》、《職業病防治法》等法律法規，執行保障安全生產的國家標準或行業標準。
（二）企業應當有健全的安全生產組織管理體系，有職工安全生產培訓制度和安全生產檢查制度。
（三）企業應當遵守《危險化學品安全管理條例》（國務院令第344號）、《危險化學品建設項目安全許可實施辦法》（國家安全生產監督管理總局令第8號）、《安全預評價導則》、《危險化學品建設項目安全評價細則（試行）》（安監總危化〔2007〕255號）及相關規定，依法實施危險化學品建設項目安全許可和危險化學品生產企業安全生產許可，獲取《安全生產許可證》后方可投入運行。
（四）企業應當有職業危害防治措施，對重大危險源有檢測、評估、監控措施和應急預案，并配備必要的器材和設備。塵毒作業場所達到國家衛生標準。
（五）企業應當遵守國家法律法規，依法參加養老、失業、醫療、工傷等保險，并為從業人員繳足相關保險費用。
七、監督與管理
（一）工業和信息化部負責多晶硅行業管理，商有關部門后以聯合公告形式發布符合準入條件的多晶硅企業名單，形成《多晶硅行業準入名單》，實行社會監督、動態管理。
（二）對現有項目：
1.企業應對照準入條件編制《多晶硅行業準入申請報告》并通過當地工業和信息化主管部門報送工業和信息化部。
2.省級工業和信息化主管部門負責受理本地區多晶硅企業的申請，按準入條件要求會同同級發展改革部門、環保部門對企業情況進行核實并提出初審意見，附企業申請材料報送工業和信息化部。
3.工業和信息化部收到申請后，會同有關部門對企業申請材料組織審查，對符合準入條件的企業進行公示，無異議后予以公告。對不符合準入條件的企業，工業和信息化部通知省級工業和信息化主管部門責令企業整改，整改仍不達標的企業應當逐步退出多晶硅生產。
（三）對新建和改擴建項目：
1.國務院投資主管部門按照準入條件要求對新建和改擴建項目組織論證和核準。
2.企業應自投產之日起半年內申請，省級工業和信息化主管部門會同同級發展改革部門、環保部門對其進行檢查并提出檢查意見，附企業申請材料報送工業和信息化部。工業和信息化部對企業申請材料組織審查，對符合準入條件的企業進行公示，無異議后予以公告。對不符合準入條件的企業，工業和信息化部通知省級工業和信息化主管部門責令企業整改，整改仍不達標的企業應當停止多晶硅生產。
（四）地方工業和信息化主管部門每年要會同有關部門對本地區企業生產過程中執行準入條件的情況進行監督檢查，工業和信息化部組織有關部門對公告企業進行抽查。
（五）公告企業有下列情況，將撤銷其公告資格：
1.填報資料有弄虛作假行為；
2.拒絕接受監督檢查；
3.不能保持準入條件要求；
4.發生重大安全和污染責任事故；
5.違反法律、法規和國家產業政策規定。
（六）對不符合規劃布局、生產規模、資源利用、環境保護、安全衛生等要求的多晶硅項目，投資管理部門不予核準和備案，國土資源管理、環境保護、檢、監等部門不得辦理有關手續，金融機構不得提供貸款和其它形式的授信支持。
（七）有關行業協會、產業聯盟、中介機構要協助做好準入條件實施工作，組織企業加強協調和自律管理。
八、附則
（一）
本準入條件適用于中華人民共和國境內（臺灣、香港、澳門地區除外）所有類型的多晶硅企業和項目。
（二）
本準入條件涉及的法律法規、國家標準和行業政策若進行修訂，按修訂后的規定執行。
（三）
本準入條件自發布之日起實施，由工業和信息化部負責解釋，并根據行業發展情況和宏觀調控要求會同有關部門適時進行修訂。
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