在外部投资者进入光伏并购交易中，光伏的质量风险和长期稳定资金的风险都很重要。
经历了去年“5.31新政”的大幅震荡之后，国内光伏市场开始寻找别的机会和出路。
3月21日，普华永道中国及德国莱茵TüV集团（TüV莱茵）在苏州联合发布《2019中国光伏电站资产交易白皮书》，报告指出，在可预见的短期内，国内整体光伏新增装机规模会减小。
未来中国新增分布式光伏将超过集中式光伏装机，成为主力，预计到2020年，分布式光伏在中国累计光伏装机中的占比将从当前的29%提高到40%以上。
光伏逐步进入无补贴时代，平价上网指日可待。当前光伏电价在售电侧已经低于一般工商业用电价格；从发电侧来看，发电成本还在持续下降，2018年底第一个发电侧平价上网的项目已经成功并网，预计2022年左右实现大规模光伏平价上网。
存量时代
“从前几年开始，TüV莱茵在光伏市场上看到，不管是设备检测还是电站检测认证，陆续已经有对光伏电站做资产交易的技术尽调。特别从去年开始，这样的需求越来越多。”德国莱茵TüV大中华区太阳能服务商务经理安超表示，但是在我们给资产买家做基础尽调的过程中，发现买家对国内的光伏电站装机、对技术上的风险了解并不是很多。”
光伏市场起起伏伏，有增长非常快的时候，也有跌落非常快的时候。在市场快速发展的时候，光伏的新增装机会非常大，而在市场跌落的时候，新增装机也会下降，很多情况下大家会去别的市场去找这样的机会。
在政策大力扶持和技术持续进步下，中国光伏市场新增装机容量逐年提升，从2007年的0.02GW，上升到2017年的53.06GW。
2018年5月31日，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（业内简称为“531新政”），叫停普通地面式光伏电站的新增投资，控制分布式光伏规模，降低补贴力度，国内新增光伏装机容量随之大幅下滑。
2018年我国新增装机量42.26GW，同比下跌16.6%。
与此同时，光伏补贴政策收缩的趋势正在持续。2019年1月，国家发改委，能源局发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，开始在全国范围推广无补贴光伏项目，将会有效抑制投机性开发商进入光伏装机市场。
中国国家能源局的最新统计数据显示，2018年前三季度，中国光伏发电新增装机3454.4万千瓦，同比下降19.7%，其中，光伏电站1740.1万千瓦，同比减少37.2%；而分布式光伏1714.3万千瓦，同比增长12%。
“531新政以后，国内光伏市场逐步进入存量市场的时代，借鉴美国、日本的经验，并购活动会变得更加活跃。”普华永道中国能源、基础设施及矿业并购交易主管合伙人翟黎明表示，531以后的并购取得了成熟的发展，“交易的装机达到了1.3GW左右，这个数据在历年来是最高的，前几年的交易装机基本都在100GW左右，行业会出现井喷式的光伏电站资产交易情景增长。”
普华永道中国能源行业并购专家鲁冰表示：“在未来光伏新增装机容量全面放缓的情况下，行业内大中型企业将更多倚赖收并购的方式获得装机容量的提升，而行业内小型企业受国家补贴兑付延后以及经营风险影响，现金流压力较大，有可能通过出售资产的方式实现退出。中国光伏市场将从绿地市场逐步向存量电站交易，行业集中度进一步提升。”
并购活跃期
根据上述白皮书，中国光伏市场将逐步从增量市场向交易市场发展，行业集中度和整合会进一步提升。
从国内市场来看，目前光伏发电市场集中度较低，前十大光伏电站运营企业装机占比30.28%。对比火电行业，华能、华电、国电、大唐、国电五大发电集团装机占比51.36%。
在未来光伏新增装机容量放缓的情况下，排名靠前的企业将更多采用收并购的方式获得装机规模的提升。
此外，众多之前因行业补贴等原因进入市场的中小玩家，一方面受国家补贴兑付延后无法及时收到补贴，另一方面自身专业经营能力不足，运营至今现金流压力较大，未来大概率通过出售资产的方式实现退出。
参考日本经验来看，在光伏补贴价格下降到最高峰的40%左右时，市场从增量向交易转变，而531新政之后，我国光伏标杆电价较最高峰下调了30%-40%，已经达到临界值附近。
在并购交易中，集中式和分布式光伏电站市场的交易特征存在差异：
集中式光伏市场上，主要是行业内资金、专业运营能力更强的大中型光伏电站企业或资金能力强的金融机构，收购部分经营不善的中小企业电站资产。
集中式光伏项目规模通常较大，从项目申请、建设开工、申请补贴到后续运营退出，生命周期跨度大，除了对专业运营能力要求高外，对融资能力同样提出了高要求（低资金成本），尤其考虑到政府补贴获取周期长（通常3-4年时间）的现实条件，能力弱的投资运营方在项目现金流上将面临巨大的压力。
而分布式光伏市场中的交易方会更加多元化，除了传统光伏电站企业外，还包括基金、金融投资机构（看重优质项目投资回报）、跨行业进入者（如部分500强非能源企业，通过投资光伏市场，兑现投入绿色能源的社会承诺）、园区/大中型制造业企业（通过分布式光伏获得能源成本优势）等。
投资方式同样呈现多元化，除了传统的收并购外，还包括合资成立合资公司等方式。
较多分布式电站存在商业或类商业售电，而储能可以有效解决发电和用电方的峰谷值错配问题。分布式光伏+储能目前在国内的发展还处于起步阶段。对“分布式能源+储能”系统予以扶持是发达国家通行做法，如德国对分布式光伏+储能给予低息贷款和直接补贴，补贴额覆盖20%以上的初始成本，目前家庭分布式光伏数量超过150万套，储能系统超过1万套;日本、英国等国家也推出了财税和补贴政策，推进规模化发展，促进成本的快速下降。
随着分布式光伏电站装机在能源供给中的逐步升高，光伏组件和储能系统成本的逐步下降。“分布式能源+储能”必然成为未来趋势，但投资者必须从技术和财务回报的双重观点评估系统可行性，避免投资风险。
接下来，光伏项目融资方式将逐步成熟。
国内光伏电站项目由于规模较大，生命周期跨度较长，一般项目层面投资回报期为8到12年。因此考虑偿债覆盖的风险系数，端通常需要有更长久期长期金融予以匹配。此外，由于国家补贴拖后等原因，光伏项目在商业运行的前三年一般面临着难以覆盖等额本息还款的压力，因此需要借助集团关联方资金或外部长期过桥贷款支持。
翟黎明指出，“目前光伏电站的融资方式比较简单，除了自有资金以外，很大程度上靠融资，靠银行贷款和补贴，未来会出现更多多元化的融资，比如、产业基金、政府在新能源领域的引导基金。”
不同的主体进入也意味着不同的风险，包括对电站的质量、资金的成熟度、政策等因素的评估。
TüV莱茵大中华区太阳能服务副总裁邹驰骋指出：“光伏电站资产交易中典型技术风险对交易的潜在影响一般归纳为技术、财务及商务三大类，其中技术风险会集中反映在电站设备、项目管理、系统性能和运行维护等方面，这些风险将会影响到电站系统的安全，质量整体性能和发电量。”
“中国光伏市场上，前面几年大家还在赶装机，531、630、1230，会有赶装机的情况，我们发现电站的质量水平有很大的差异。”安超认为，对于光伏电站尽调，在交易过程中，技术风险和光伏电站财务风险都非常重要。
“在光伏领域的投资，单打独斗是不够的。”翟黎明对21世纪经济报道记者表示，如果投资分布式光伏电站，“没有运维的人力、没有行业运营经验是很难的，比如去年物流巨头普洛斯进入屋顶光伏的领域，它之前在海外有布局，在中国也找了合作伙伴，同时它有屋顶的资源。”
此外，长期稳健的资本供给在中国还是比较大的痛点，融资不便，“光伏暴利的时代不在了，是稳健回报的类型，投资方需要更好的合作模式。”
