光伏產業是政策與市場緊密結合的產業，穩定的政策背景是促進光伏市場健康發展的根本，也是決定一個國家光伏電站安裝量，進而決定全球安裝總量的關鍵。         據工信部近日發布的《2013年上半年我國光伏產業運行情況》稱，上半年，受政策引導和市場驅動等因素共同作用，我國光伏產業發展形勢比2012年同期有所改善。其主要表現為電池組件等產業鏈主要環節價格緩步上升，生產成本持續下降。同時，此前幾乎陷入全面停產的多晶硅環節，上半年產量也逐月回升。

        光伏產業是真的回暖還是只是表面?5組數字告訴你真實的中國光伏產業。

1、2.8GW

        8月14日，中國工信部網站發布《2013年上半年我國光伏產業運行情況》，上半年中國光伏發電新增裝機總量為2.8GW，其中1.5GW來自去年第二批“金太陽”和光電建筑工程，1.3GW為大型光伏電站。分布式光伏在上半年幾乎無任何貢獻，但隨著18個分布式示范區的確立，中國分布式光伏將在四季度啟動，全年預計新增分布式裝機1GW，明后年有望爆發。

        與2012年上半年680MW的裝機量相比，上半年2.8GW的裝機量同比增速非常快，也預示著今年國內市場定會強于去年。但光伏市場仍然牢牢掌控在政策之中，后續市場容量取決于政府規劃情況和補貼力度，大面積啟動還需3~5年。

2、11%

        截至目前，在美上市的光伏企業已有多個發布了Q2財報或財報預期，令人欣慰的是，這些企業的毛利率都保持在11%以上，其中阿特斯Q2毛利率為12.8%，天合光能和英利均為11%~12%，晶科毛利率更是達到了17.7%。這與一季度多個企業毛利率不超過5%形成鮮明對比，表明2013年上半年中國光伏產業發展形勢比2012年同期有所改善，部分電池企業經營狀況有所好轉。

        上半年企業財務狀況的改善主要是“雙反”造成的搶裝現象、亞洲市場強力崛起以及部分企業電站業務發力造成的。展望今后，談及光伏企業盈利能力持續好轉卻為時尚早，因為下半年歐洲市場因為配額制影響需求驟降，亞洲市場的高補貼高需求現狀能維持多久也存變數，產能高居不下，需求卻不穩定，企業盈利能力也很難去判斷。

        而且，不同一線企業所開發的光伏電站數量不同，開發地點、獲利情況差距也很大，可以預言，一線企業毛利率從二季度開始會拉開差距，以后的差距會越來越大，因為投資電站更像是一種風險投資。在組件環節，一線企業成本、運用費用、產品售價差距不大，相應的毛利率也相近，一旦企業電站業績開始發力，不同企業之間的毛利率會大幅拉開。手中握有優質項目，能夠及時出售，或能夠及時獲得補貼和電費的企業日子越來越好過。

3、8.5GW

        根據專家預計，國內今年全年光伏裝機量有望達8.5GW，其中大型電站5GW、金太陽工程2GW、分布式光伏發電1~1.5GW。這一裝機規模意味著將在去年全部4GW左右裝機量的基礎上實現翻倍。特別是分布式光伏發電，將實現零的突破。

        未來3~5年，分布式光伏系統總會雷聲大雨點小，因為分布式經濟性仍太差、法規政策和商業環境不完善，這都需要時間來解決。而且，分布式系統對組件的需求量偏小，對消化產能和提升裝機量的貢獻都不大，除非民用分布式市場徹底啟動，否則分布式市場就是小角色。

        國內多數光伏項目將在9~11月份啟動，這期間大型地面電站和分布式光伏政策都會明確，還會出現“搶裝”現象，不過這從另一側面體現了中國光伏市場的“變態”發展路線，即仍然非常依賴于國家政策，市場不確定性非常大。從2013~2015年，中國每年的光伏裝機量會非常固定，并不會因為分布式的發展而產生改觀，相反，若大型地面電站裝機數量出現下滑，分布式不足以彌補空缺，走下坡路也是可能的。

4、2.5~3GW

        雖然大部分企業免于征收反傾銷稅，但中歐達成的“價格承諾”協議所定的0.56歐元/瓦價格，與其他地區相比完全不具有競爭力，由此可能令銷量受影響。今年上半年中國企業對歐的光伏產品出口量在4GW~4.5GW上下，預計下半年則會減少至3GW甚至2.5GW瓦。

        歐洲市場的遠離負面作用已經弱化，而且加速了中國光伏產業的“洗牌”進程。部分二三線企業無法借助價格優勢馳騁歐洲，一線企業依靠品牌、質量和服務優勢將獲得更多的市場份額。更重要的是，“價格承諾”設立最低出口價格，結束了中國企業賠錢賺吆喝的營銷方式，會相應提高企業盈利能力。沒有了“量”，“質”的作用會顯現，所以對于歐洲“雙反”，行業反而會越來越受益。

        上半年，歐洲市場仍占據中國光伏出口量50%的份額，預計下半年會下滑到35%左右，對企業出貨量會產生一定沖擊，至少一線企業高出貨階段可以宣告結束。

5、0.9元

        根據媒體報道，光伏發電補貼方案《關于完善光伏發電價格政策通知》將在年內出臺，相比今年3月的征求意見稿，方案在上網電價和補貼方面均有所上浮，其中，對大型光伏發電站實行四類地區標桿上網電價，最低檔從0.75元/度調整到0.9元/度，最高一檔也從1元/度上調為1.1元/度，對于分布式光伏發電的補貼，則從0.35元/度上調為0.42元度。

        即便標桿電價最低定為0.9元/度，還有企業認為，去除增值稅后只有0.75元/度左右，從目前的電站建設造價來看這個價格只能是微利。若真如媒體所言，如果在民用屋頂安裝光伏發電系統，其獲得的補貼無非為當地脫硫電價+0.42元補貼，度電收益不會超過0.9元，比大型地面電站補貼額度還要低，這是極不正常的。

        行業可以一分為二的來看這個問題，首先，0.9元~1.1元/度的標桿電價還不符合企業預期，則行業無需再去大面積發展地面光伏電站，因為光伏發電的經濟性實在太差，而且大型地面電站已經遭遇了并網阻力，這些阻力有的是電網企業的主觀消極態度所致，更重要的是電網建設根本滿足不了行業發展需要。

        其次，0.42元/度的分布式補貼對家用光伏系統毫無經濟性可言，在分布式示范區內的工商業用電價格可達到0.9~1.3元/度，資本尚且不愿投資，更何況是民用光伏系統。0.42不足以開啟中國市場，只會維持某一階段中國光伏行業的需求量，僅僅是救市作用。