以平價并網建設1000 GW西北部光伏電站

新加坡宏威科技 ■ 范繼良

0 引言

你想過在中國西北部日照豐富的地區建設規模達1 000 GW的光伏電站嗎？你想過通過金融和技術創新，使光伏發電比火電更便宜嗎？你想過將來的某一天，中國可通過電網技術的突破向周邊國家輸出廉價的光伏電力嗎？只要有夢想，一切可成真，本文將對這一幻想性命題進行實質性探討。

我國是世界經濟大國，也是能源消耗大國。盡管我們的人均能源消耗遠低于美國，但14億人口的龐大基礎使我們的能源總消耗穩占世界第一位。隨著經濟進一步發展，預計未來20年中國的能源需求將以5%的復合年增長率上升。站在國家長遠能源戰略的角度，化石能源不可能長久依靠，地球的資源早晚耗盡，能支持人類長久生存和發展的只有太陽能。因此，必須盡早利用我們的基礎工業優勢，通過金融技術和經營模式的創新，使光伏發電比火電更便宜，加強我國的能源競爭優勢。

我國每年耗電5萬億kWh，約占世界電力總消耗的 1/4，隨著經濟發展和更多電氣化設施走進生活，20年后中國的電力總需求預計將達15萬億kWh/年。因此，用10～20年的時間建設1個1 000 GW的西北光伏電站，每年生產電力1.5萬億kWh，對電力供應作出補充是一個必須研究的課題。科學家估計，到本世紀末，太陽能將占人類能源總需求60%以上。要達到這一目標，光伏電力的成本必須降至可與火電競爭，同時還需研發各種儲電技術和遠程輸電技術。要降低光伏發電成本，不能只從降低組件、支架和逆變器的生產成本出發，還應從延長設備的使用壽命、降低財務成本及回報要求的方向進行研究。不能將傳統發電的經營思維直接套用在光伏上，應結合光伏發電獨有的特點開辟新的道路。

由于太陽日照量非常穩定，因此，光伏發電的發電量是可預測的。光伏發電設備是靜態設備，具有穩定性高、壽命長、維護少的特點。太陽光是免費的，因此，光伏發電的營運成本主要是電站環境的維護和組件的除塵費用，一般每年的營運保養成本占投資額的1%。越大型的電站，運營費用比率越低。當前的電站生命期設計為25年，而光伏組件的發電能力在25年期內衰減約為20%，且后續仍可發電。

1 通過建設百年電站降低發電成本

由當前情況看，光伏發電設備通過規模和生產優化降低成本的空間不大，通過提升轉換效率使成本進一步下降也并非易事。然而，要在當前投資思維模式下實現發電端平價并網，光伏發電設備及安裝成本必須在目前的基礎上再降一半才有可能，但這對于技術成熟且已血流成河的光伏產業來說是一條走不通的道路。通過延長光伏發電設備的壽命從而降低折舊成本反而是一條可以探索的道路。

一般光伏電站的設計使用壽命為25年，這主要受支架、組件和逆變器壽命的影響。關于支架壽命的問題，國外已有EPC公司采用混凝土制作支架，設計使用壽命達50～100年，采用混凝土制作支架，不僅壽命長，還可就地取材，降低制作成本。而影響組件壽命的除了硅片和電池制作過程的因素外，封裝技術也是重要的一環。外國有研究顯示，在突破了封裝技術后，組件壽命可達50年。采用雙玻結構對晶硅及薄膜電池進行封裝，并用玻璃溶液把邊緣密封，可有效防止電池受氧和濕氣的侵害，使組件壽命得到提升，同時也省略了晶硅組件的鋁邊框。水泥和玻璃都是產能過剩的行業，利用混凝土作支架和玻璃封裝不僅可通過延長壽命來降低成本，同時也可幫助消化過剩產能。至于逆變器，使用壽命主要和器件有關。一般來說，電子器件的壽命很長，美國1977年發射的宇宙探測器“旅行者1號”已飛出了太陽系，仍和地面保持通訊。故此，通過方法和技術的改進，將電站壽命提升至50年是可行的。這是簡單快捷降低度電成本的方法。

當前雖然存在西北地區大規模光伏電力消納及輸出問題，但隨著投資的增加、技術的進步，儲能技術瓶頸和遠程輸電技術瓶頸很快將會突破。文章提出建設1 000 GW西北電站，是從融資方式和商業模式出發并思考，并詳細闡述以下邏輯：永久債券概念下的光伏發電成本實際是固定利息加上營運成本的年增長。因此，隨著標桿電價的上升，光伏發電成本和標桿電價之間的差值越來越大(即利潤空間增大)。在財務意義上來說，這為發展儲能及補償遠程電網傳輸的損失提供了投資空間和基礎，使光伏電力可發展成24 h的不間斷能源。而具體電網輸電的投資回報如何，需要這個行業更專業的回答。

2 通過金融創新降低發電成本

當前，我國光伏電站的融資主要是通過政策性銀行的長期貸款，商業銀行的態度仍然保守。融資成本高和融資難成為中國發展光伏發電的巨大障礙。在金融海嘯前，歐洲銀行為光伏發電融資，價格最低是EUROBOR加80基點；而德國的保險公司為當地光伏發電提供的15年期全風險發電保障，其成本約是投資額的1.5%。這些例子都說明光伏發電的風險相當低，只要有適當的政策配合，保證光伏發電全部上網，光伏發電的長期風險和國債是相當的。因此，資金價格也應和國債相差不遠才合理。通過政策性銀行為電站提供融資，其實際意義是由國家在高額的補貼電價上，進一步為光伏發電買單，在廣義商業上，這都是對公共財政資源的占用，示范性質可以，商業意義不大。用高額補貼，再用國家貸款去為產能過剩的光伏產業買單，是犯了公共道德錯誤，還不如代替工廠把錢還銀行貸款來得直接。公共財政只應用于光伏發電產業的導入期，長遠的發展還需由市場解決。

在當前的技術條件下，是否存在一種商業模式和金融工具，使光伏發電的補貼可馬上取消，并促使光伏發電進入平價并網階段呢？答案是有，且可實現光伏發電低于標桿電價并網，以反映光伏發電工作時數低對電網資源造成的浪費。這一項工具及商業模式的引進，不僅不會降低組件價格，更可促進光伏企業的進一步擴大和發展。

永久債券是一種國外流行的融資工具，大企業以信用為基礎發行的永久債券價格一般在6%～8%的利率之間。發行債券的企業并沒有贖回的責任，只是支付利息。因此，在資產負債表上反映為股本，銀行和保險公司便常用這一工具補充資本，以避免供股和增發對股東的攤薄。債券在市場自由流通，價格也隨利率周期、企業風險等因素波動。投資者視永久債券為長期的低風險投資工具，并收取利息，在需要資金時再經市場退出。

永久債券為1 000 GW的光伏電站提供資本，是將投資者計算內部收益率的慣性思維轉為存款收息的思維，以降低對收益率的要求；同時將電站還本付息的壓力變成主要為付息的壓力。電站只需在生命期內累積到再生或贖回資金即可，不會產生違約。而由財務角度看，發行永久債券的機構是以當前價格收購電站，但25年后才支付借回來的本金，用貨幣貶值原理看，25年后1元的購買力可能比不上今天的0.1元，這是變相低價收購電站，使光伏發電成本得以降低。隨著并網價格的不斷上升和發電成本的不斷下降，未來新建電站的剩余現金流會更多，但發電規模的擴大卻令永久債券的風險進一步降低，使利息下降，為永久債券的支付提供進一步保障，也推動發電成本進一步降低。由現金流管理的角度看，只要和債券對等的發電規模能永久維持，債券便可一直持續下去，而人類1 000年后還是要用電的。隨著光伏發電成本的進一步下降和并網電價的自然上升，現金流的管理將變得越來越容易。這種以穩定現金流及發行者信用作為依靠的永久債券可由帶有國家背景的主權光伏發電投資基金發行，以降低利率價格，并向市場收購光伏電站或以百年電站的形式要求電站建設商代建，業務形式可多樣化。

以這種低風險的永久債券考慮，初期5%的利率可吸引投資者，而長期的趨勢有機會低至3%，這相當于歐洲光伏電站的融資成本。以5%的利率及7元/W的收購價計算，電池的發電收益扣除營運成本只需0.35元/W即可達到永久債券發行的邊際條件。假設大型電站裝機量的營運成本為0.05元/W，代表光伏電池每年需產生0.4元/W的現金收益。以西北部地區每峰瓦光伏電池年發電量為1.5 kWh計算，相當于上網電價只要達到0.27元/kWh即可滿足永久債券的支付條件。由于當前火力發電的上網標桿電價為0.3～0.5元/kWh，因此，債償率達到1.2～2.0，并有條件贖回永久債券累積現金。因此，利用永久債券概念結合主權光伏基金，光伏發電于今天便可實現平價并網發電。以20年建設1 000 GW發電能力，以現價計，每年只需由資本市場吸收3500億資金。以中國人民的個人儲蓄總額44萬億元計算，只要人們明白了永久債券是何物，這筆錢是很容易籌集的。而永久債券和國債不同的地方在于流通性更強，在證券市場可隨時變現贖回。其定期持有的收益率排除交易市場供需變化導致的波動外，固定收益即為發行時規定的年利率如5%、3%等。因此相對國債而言，在利率方面相當，但流動性更靈活，從而使其更有吸引力。

為了進一步說明問題，我們用25年電站及百年電站概念建立了兩套模型。

圖1 25年電站模型

圖1中模型基礎為：1)初始投資7元/W；2)永久債利率為5%；3)運維支出為每年0.05元/W，且年增長率為3%；4)售電電價為0.42元/kWh，且年增長率為3%；5)年發電量1.5 kWh/Wp；6)25年功率衰減20%。

由計算可得，到第25年的累計盈余資金為9.8元/W，超過7元/W投資的1.4倍。在實際操作中，基金可通過每年的回購提高永久債券的價格，降低息率，促使光伏發電成本進一步下降。由計算所得，光伏發電結合永久債券及主權基金的概念是可在當前的技術條件下實施平價并網的。

再通過模型鑒定百年電站的發電成本。和25年電站不同，百年電站無需預留現金作債券的贖回，因為50年或100年后的1元，可能比不上今天的0.01元。因此，將電站的剩余資源(例如玻璃、電纜中的銅等)出售已可獲得贖回資金。但百年電站則要考慮期間組件和逆變器的更換。假如技術的進步令逆變器及組件的未來更換價格在今天的折現值只有現今價格的50%，壽命50年，可得到如圖2所示的模型。

圖2 百年電站模型

圖2中模型基礎為：1)初始投資7元/W；2)永久債利率為3%；3)運維支出為每年0.05元/W，且年增長率為3%；4)售電電價為0.42元/kWh，且年增長率為3%；5)年發電量1.5 kWh/Wp；6)50年功率衰減30%；7)第51年更換新組件和逆變器，更換價格的折現值為3.5元/W，折現率5%。

上網電價基本上滿足債券本金的利息需求及運作開支即可。由這個角度出發，可計算出上網標桿電價和光伏發電之間的空間，如圖3所示。

永久債券概念下的光伏發電成本實際是固定利息加上營運成本的年增長。因此，隨著標桿電價的上升，光伏發電成本和標桿電價之間的差值越來越大。在財務意義上來說，這為發展儲能及補償遠程電網傳輸的損失提供了投資空間和基礎，使光伏電力可發展成24 h的不間斷能源。

圖3 上網標桿電價和光伏發電之間的空間

3 總結

光伏發電是未來支持人類生存和發展的主要能源。要快速降低光伏發電的成本，除了提升轉換效率外，還可從延長模組、支架及逆變器等設備的壽命入手，降低每度電的折舊。除此之外，通過金融的創新引入永久債券的概念也是快速實施光伏發電平價并網的手段。由長遠的角度看，永久債概念結合百年電站的概念是進一步降低發電成本的道路。光伏發電成本和標桿電價之間的剩余空間為引入儲能及補償西電東送的線損提供了基礎，使光伏發電有條件進一步發展成為日夜不間斷能源。光伏發電的穩定性高，現金流可預測也可依靠，由中長期的角度看，光伏發電的永久債等同于存款，息率低至3%仍具有吸引力。以此計算，當前技術及價格條件下的光伏發電，使用壽命為25年的電站，只需產生0.35元/W的年收益，即可滿足債券發行要求的邊際條件。以西北地區為例，這代表上網價格低于0.24元/kWh是具有競爭力的發電手段。假如采用百年電站概念，只需產生0.26元/W的年收益即可滿足債券的邊際條件，這相當于在發電量1.5 kWh/W的情況下，0.18元/kWh的上網價格即可滿足要求。

作為國家能源戰略的一個重要組成部分，光伏發電是大勢所趨，政府需要承擔起完善法規、融通智慧的責任，使未來我國不僅是能耗大國，也是領導人類走向新能源的責任大國。通過不斷的匯集智慧，1 000 GW的光伏發電項目是可實施的，并在不需公共財政資源的補貼下實現平價并網。