積極探索光伏發電融資新路徑

新加坡宏威科技 ■ 范繼良

0 引言

在我國光伏產業面臨嚴峻困難的形勢下，國務院于2013年7月發布了《關于促進光伏產業健康發展的若干意見》，大幅提升我國“十二五” 末的光伏安裝目標至35 GW，以期啟動國內光伏市場。

在政策的刺激下，全國隨即掀起一股光伏發電熱潮，據不完全統計，截至2013年底，計劃項目的規模已達120 GW，是國家規劃的近4倍。假如要完成這些項目，資金的需求總量將近8 000億元，相當于“十二五”期間國家每年投入建設高鐵系統的資金規模。而在法規和金融解決方案尚未完善的情況下，如何解決資金瓶頸，使光伏發電在市場化的基礎上實現可持續發展，是人們共同面對的課題。

1 解決光伏發電應用的金融瓶頸

在當前情況下，銀行態度保守，一般都要求項目母公司100%擔保，這不僅增加了企業的風險——無法分割項目，同時也無法實現可持續發展，因為每家企業資產負債表的承載能力是有限的。這使得光伏發電成為少數大企業的玩物，失去了全民參與新能源建設的社會意義。國外的經驗說明，光伏市場要健康發展，必須具備以項目現金流為基礎的獨立融資，并與母公司實現風險分割。這就需要政策、法規、保險和銀行的配合。

1.1 外國的經驗與教訓

過去10年，光伏發電在全球掀起了熱潮，全球超過100個國家推出了不同形式的光伏政策。有以長期固定電價為基礎的補貼制度(Fit-In-Tariff)，有以再生能源券為基礎的補貼制度，還有針對初裝補貼的制度以及針對長期收益的制度。在計量上，有采用凈電表法(Net Metering)的制度，也有采用全電表法(Gross Metering)的制度。不同的補貼制度在拉動光伏建設的過程中起到不同的作用，也產生不同的問題。我們可以從國外的實踐中吸取經驗教訓，結合我國的實際情況，設計出適合我國的光伏應用政策和金融解決方案。

1.1.1 德國

德國是全球光伏發電的領導者，曾高占全球市場的60%，而推動德國市場發展的法案，為光伏發電提供20年的固定補貼價格，并以全電表法量度光伏發電量，為業主提供發電收款的依據。在該制度下，政府設立的新能源機構向系統的業主提供20年的固定收購價格，由于太陽的年日照量穩定，發電量也穩定，銀行便可以發電的預測現金流為貸款依據，做出長期融資安排。在解決融資瓶頸后，德國的光伏市場規模躍居全球首位。

在德國的補貼運作中，補貼的費用會平攤到每一度電中，由國民負擔。因此，當安裝量大幅上升后，電費中的新能源補貼征費便大幅增加，使得未安裝光伏發電系統的人們不僅不能享受補助，還要承擔更大的電費壓力，造成社會的矛盾。德國光伏政策原本的設計動機是為業主提供略高于國債收益的投資機會，但市場真正起步是當項目的內部收益率達到6%以上時。2009～2012年間光伏組件和系統價格急跌，在補貼電價未能及時調整的情形下，造成投資的內部收益率一度上升至13%，引來市場的井噴式增長。這種市場的無序增長所造成的供求失衡，促成中國光伏產業的大量擴產，間接引發2012～2013年的光伏寒冬。

德國的經驗告訴我們，固定的電力收購價格結合20年的長期購電法案，為銀行融資提供了基礎條件，是可借鑒的成功經驗。但不設上限的安裝量和由政府制定價格的滯后性，使市場在成本快速下降時造成亢奮，安裝量暴增，最終又因為補貼的大幅下降而冷卻，造成光伏市場和產業的大波動。而超出預期的增長，也使電力消費者的補貼征費上升，造成社會矛盾。

1.1.2 澳大利亞

澳大利亞發展光伏的方式因省而異，可以說是大雜燴。既有類似德國的補貼電價，也有以現金或再生能源券為基礎的初裝補貼。政策在不斷的修改，最后簡化為初裝時以再生能源券為基礎的補貼制度。然而，初裝補貼在世界許多地方的實踐都證明是失敗的，僅起到示范作用。由于補貼基本足以覆蓋安裝成本，業主對系統的質量要求不高，風險意識不足，造成許多劣質產品和系統沖擊市場，反而為產業發展帶來負面影響。

澳大利亞的初裝新能源券的操作概念大致是政府向光伏系統的業主按規模一次性發出再生能源券STC，業主可通過市場將再生能源券出售并回收部分或全部的系統投資。STC的供應量由安裝量決定，是純市場行為。而STC的需求則由政府法規決定，由能源供應商等機構按一定的規則承擔，每年的需求基本固定。而政府更進一步通過不同規模系統的STC數引導市場安裝特定規模的光伏系統。例如，澳大利亞的主流市場曾被1.5 kW的小型系統占據，而政策是光伏發電以滿足居民日間用電為目標，不對電網造成輸出壓力。

然而，澳大利亞的這種創新也造成市場的大波動，在STC“供應市場制”但“需求計劃制”的情形下，STC的價格出現大幅度波動，一度由法律上限的65澳元下跌到15澳元，使依靠STC作為收入的安裝公司大量倒閉，也使市場由亢奮變為沉寂。而STC的大幅波動，也不能作為安裝公司融資的依據，投資者也無法做出計劃。

澳大利亞的經驗說明，不管以現金或能源券作為初裝補貼，都不利于建立高質量的發電系統。而以“需求計劃制”結合“供應市場制”的STC政策，被證明是不可行的。大幅波動的價格及價格的不確定性使澳洲的銀行拒絕參與到光伏應用中，造成資金的異常緊張。澳洲的安裝商主要依靠中國企業提供的貿易融資進行安裝，并換取STC及出售STC去支付賬款。STC價格的大波動使得澳洲的安裝商無法向中國企業支付賬款，最終導致中信保為澳洲的光伏建設付賬，為我國帶來損失。

除了澳大利亞，羅馬尼亞也是采用新能源券的國家，只是其新能源券是和發電量掛鉤而非初裝量，但一樣是失敗的。銀行欠缺了可計算的穩定現金流作為融資依據，拒絕為光伏項目提供長期貸款。沒有穩定的現金流保障，自然會推高風險，使投資者要求更高的回報，不利于光伏發電走向平價并網。

1.1.3 印度

印度可能是光伏發電成本最低的國家，除了印度人聰明能干外，和當地的光伏政策有很大關系。印度主要發展大的光伏電站，而政府采用配額制，并以電價投標的方式去競爭，中標者獲得政府提供的長期購電合同，并以此結合項目保險作為融資依據。在這樣的制度下，電站投資者變得對價格十分敏感，會想盡辦法去降低單位投資，使電力成本得以降低而取得合同。由于投資者依靠長期的發電收入去歸還銀行貸款，因此，對投資的成本和質量均有嚴格要求。同時也十分注意風險，因此，一般電站都有購買全風險的保險，以便發電量低于預期時可索賠。在成本壓力和保險保護下，印度也是一個勇于使用新技術的國家，興建有大量的薄膜光伏電站。在投標政策的帶動下，印度光伏電站的每瓦投資已低于1美元。

印度的經驗說明，以投標電價為基礎的制度，有利于光伏發電成本的下降和新技術的引入，是一個很好的參照物。

1.1.4 泰國

泰國采用購電合同制度。政府的政策交由電網公司執行，購電合同包括基礎電價和補貼電價兩部分，而購電合同則成為銀行融資的依據。由于合同電價回報高，吸引了大量投資者去申請購電合同，同時出現了購電合同的炒賣市場，合同價格一度高達項目總投資的35%。這并不利于社會資源的合理利用。在世界其他地區，購電合同的開發成本一般只占總投資的5%～10%。泰國用電網購電合同的方式成功啟動了銀行為光伏項目提供獨立的融資，而泰國也是全球第一個以基建基金方式將光伏電站證券化的國家，吸引市場游資投向光伏項目。在金融工具的支持下，泰國投資者正走出國門，到國外尋求光伏投資的機會。

1.1.5 美國

美國并沒有一套全國性的光伏補貼政策，對于電費高的州和實施階梯電價的地區，光伏發電已具備在市場化條件下生存的條件。而一些電費較低的州，則采用補貼電價的方式。美國大型光伏電站的建設主要依靠企業自身資金，并將建成電站賣給稅務投資者。所謂稅務投資即是根據法律將稅款轉作投資的行為。美國政府于金融海嘯后以ITC(Investment Tax Credit)方式鼓勵企業投資新能源。著名的投資者巴菲特于2012年便向第一太陽能收購光伏發電項目，巴菲特的名言是“光伏發電不能令你致富，但能令你保持富有。”

1.2 光伏發電的計量方式對融資的影響

光伏發電的計量方法主要分兩種：一種是德國采用的全電表法；另一種是美國、荷蘭等國采用的凈電表法。不同計量方法的目標是要配合政策制定者不同的政策目標。

圖1 凈電表法和全電表法對照

1.2.1 全電表法

在這種方式下，光伏系統的發電量用一個電表完全記錄，而用戶及控制系統的用電則用另一個電表計算。由于光伏發電的價格高于網電的賣價，因此，這種計量方法可為光伏的投資者提供最大得益，也便于銀行計算系統的發電收益從而提供融資。因為系統的輸出不受用戶的電力消耗影響，適合以發電賣電為政策出發點的光伏政策。

圖2 全電表法現金流抵押融資示意圖

1.2.2 凈電表法

在這種方式下，光伏所發電力和用戶的用電量由同一個電表計算。電表只記錄發電量和用戶耗電量之差作為結算基礎。而根據不同政策，光伏系統多發的電可轉換成電票，保存1～3年結算。這種方式使日間賣電、晚間買電，夏天賣電、冬天買電的模式得以存在，為用戶提供了節省電費的方法。但該方法沒有可計算出的現金流，因此銀行無法提供以現金流收益為基礎的融資，只能提供以信用或資產擔保為基礎的融資。這種方式適合以自發自用為政策出發點的光伏政策。

對比發電賣電獲取補貼電價的光伏政策和自發自用的光伏政策，后者更公平且沒有窮人補貼富人的道德風險，但只能針對一般的家庭業主，不利于商業屋面的光伏項目融資。

圖3 凈電表法資產擔保/信用擔保融資示意圖

1.3 解決光伏發電的金融技術問題

要全面解決光伏發電的金融問題，必須由政策、法規、保險和計量技術4方面入手，全面降低融資風險至銀行可接受的程度。除此之外，政策的制定必須考慮運作成本。德國以法案方式提供20年的固定補貼電價大大降低了行政成本，而澳洲以法案的方式去發STC也使行政簡單。假如連小系統都要和電網公司簽購電合同，在行政上就太復雜了。因此，法律的框架有助于節省光伏發電申請的行政成本，為降低光伏發電成本提供便利。

在業權清晰的地面電站上，我國的業權保障和土地使用等都有完善的法規。但在屋面方面就欠缺相關的配套法律，使投資者利益得不到保障。參考國外經驗，我國需制定法規，將屋面的業權和房屋分開，保障在屋面上安裝光伏系統投資者的財產安全，使分布式的光伏發電不單只滿足自發自用市場，也滿足專業光伏發電投資公司的需求。有效地分割業權，將有利于完整的項目產權，這對銀行融資十分重要。清晰完整的獨立屋面產權和補貼電價執行的法規是分散式發電的基礎建設。有效的行政法規將可大大降低光伏建設的行政成本。

光伏政策的制定必須考慮社會資源的有效使用，同時也要考慮融資的可行性和對技術進步/成本下降的拉動。此外，要讓全民有參與的機會，而不是只淪為大企業的玩物。就我國而言，高日照地區和高能源需求地區不重疊，高日照地區集中在西部和內蒙，高能源需求地區則集中在東部和沿海地區，而電力價格也因地而異，這為制定一套單一的全國性政策造成困難。

吸取國外的經驗教訓，我國的光伏政策應包括的因素為：1) 總量政府定；2) 當期價格由市場投標的中位數制定并按日照地區的分類分開投標；3) 應同時允許自發自用和發電賣電模式的存在，因此，電表設計要滿足凈電表法和全電表法的計量方式；4) 小系統采用法案的方式去保障長期收益和節省行政成本，以20年的固定價格作保障，大型電站則以國家統籌的購電合同作保障；5) 投標成功者需繳付每瓦若干量的新能源保險基金，幫助我國建立類似德國ERGO的全風險光伏發電保險，增加資本的信心。

在以上的構想下，用投標的方式并引用統計學方法去制定當期的20年固定電價有助于促進光伏成本和技術的進步，用兼容凈電表法和全電表法的計量系統有助于投資者根據自身需求選擇做電力消費者還是生產者，促進新能源經濟的發展。而政府控制總量則有助于防止市場過冷過熱引發產業的波動，有利于可持續發展；采用法案的方式去固定規則，可減少小系統的投資者花費巨大成本于購電合同的制定上；不同日照量地區分開投標也更有利于合理回報的制定。而生產端全風險保險的引入，使投資者只需承擔項目銷售端也就是購電方的信用風險，假如購電方為電網并由國家擔保，那么實際上銷售端的風險就降低為國家風險了。因此，在生產端風險有保險公司全覆蓋下，銀行對于有購電合同保障的光伏電站和有購電法案保障的分散式小系統的看法將是“有可預測和可依靠的現金流項目”，項目融資的大門便會打開。而退休基金、社保基金等追求高穩定性和低收益的資金也可投入光伏建設，使光伏應用面對的金融瓶頸得以打開。期待我國的光伏應用可在全民參與下快速發展，為國家節能減排的事業作出貢獻。

圖4 電站的融資結構、保險、PPA、購電方

2 設計可融資(Bankable)的光伏發電政策

2013年的光伏產業寒冬，國家出臺了新的政策，并將未來3年的光伏發電建設總量目標定為35 GW。政策以分散式的屋面發電補貼為重點，為每度自發自用的光伏電力提供額外0.35元的補貼。換句話說，假如日間購買網電的費用為1元/kWh，那么光伏系統每發電1 kWh，用戶便少買1 kWh電，這樣便節省了1元，再加上補貼的0.35元/ kWh，光伏系統每度電的投資收益是1.35元/ kWh。

然而，這都不是一套可融資的光伏政策，可融資是指銀行可獨立提供項目融資的意思，是常用的行業術語。為什么這政策不可融資呢？原因是光伏資產并非如房屋一樣有轉手價值，它就像大樓的門窗一樣，一經安裝就一般不作拆卸。因此，銀行不能提供以光伏發電資產作抵押的項目融資，而只能提供以光伏發電的現金流作抵押的項目融資。于是，一套可融資的光伏政策的第一點是具備可預測的和可依靠的現金流。

以自發自用的光伏政策為例，現金流是既不可預測，也不可依靠并作為長期融資的依據，原因是用戶的能耗在一天中和一年中的波動很大，這對設計出具備最佳經濟效益的光伏系統帶來困難。此外，項目的購電方實際是用戶自己，信用一般不足以支持長期的項目融資。因此，自發自用的政策一般都不可融資，用戶融資只能依靠財產擔保作長期融資或信用擔保作短期融資。在沒法做長期融資的情況下，投資者會要求較短的系統投資回收期。以歐洲為例，以發電賣電為基礎的光伏政策，投資者可接受的回收期為10年，但以自發自用為基礎的光伏政策，投資者可接受的回收期為5年。投資者可接受的年期越短，對補貼的要求就越高，對系統成本的壓力就越大。因此，設計出可融資的光伏政策，不僅可加快光伏發電的發展，也可降低電費補貼的幅度，有利于社會資源的有效利用和減輕“窮人用電補貼富人”這一光伏新能源的道德爭議。

廣東的經濟重心集中在珠三角一帶，主要以制造業和服務業為主，電力需求的高峰期發生在日間，正好和光伏發電的有效期重疊。因此，采用分布式的光伏發電方式，不僅可補充電力資源不足，也可降低電網輸電壓力，是投資少見效快的能源手段。而東莞和深圳一帶大量的廠房屋面和政府公共機構的閑置屋面，正好為發展分布式光伏提供基礎資源。據統計，廣東的屋面資源達到3.8億m2，假如其中的一半采用新一代的高效光伏發電板Monomax技術，每年可產電約400億kWh，約占全省電力消耗的8%，一幅由屋面光伏鉤織的新能源圖畫是可以期待的。

然而，要達成這一宏愿，必須解決可融資的問題，打開金融機構的大門。這必須由政策和法規的制定及商業方案的設計入手。

首先政府可用電網公司附屬法案的方式給予電網公司執行及結算光伏發電的法定權力，并要求電網公司為每一套核準的屋面光伏發電系統提供20年期的電力全購保證，允許客戶選擇結算的方式，用戶可選擇發用相抵的結算方式或發用獨立的結算方式。對于發用相抵的客戶，多發電可在電網上記賬1年，這有利于四季的調節。而發用獨立的方式主要是為融資提供依據，銀行可根據系統設計的每月發電量，結合購電價格即可計算出現金流。國家每度光伏電力的補貼直接和電網結算，電網對每一個光伏系統只有一個由每月投標計算出的購電價，并維持20年不變。這樣光伏系統發電收益的可預測性和可依靠性便解決了。

接下來要解決項目的獨立性問題，使金融機構可獲得項目的完整產權。這就需通過行政措施或立法將屋面業權獨立。業權獨立后，每一個屋面光伏項目也就是獨立項目，這可衍生出更多的經營模式。例如，獨立的基金可收購獨立的光伏發電項目并以新能源信托基金的方式上市，再集資發展光伏發電，使光伏發電的資金來源多元化，解決我國發展光伏的資金瓶頸。

有了政策和法規的基礎，以及可預測和可依靠的現金流，同時有了項目的獨立性，接下來就是要解決銀行對光伏系統長期運作風險的擔心。參考國外的經驗，光伏系統年與年發電量的波動除正常衰減外一般少于5%，而系統故障率也極低，因此國外的保險公司在總結十多年的經驗后推出全風險覆蓋的保險產品，并由晨真光伏首次引入泰國。這種保險提供90%的發電保障，使銀行融資更放心。由于我國對資本的流通存有管制，國外的保險公司不能直接參與，因此，我們需自力更生，設立相關的保險產品。參考德國的保費約是系統總投資的1.5%，并提供10年的保障，這足夠為項目融資提供技術風險保障。

當以上各項問題解決后，光伏項目的風險降至很低，基本近似于國家信用，因此，融資成本得以降低，融資年期得以拉長，同時有助于發展出更多的融資方式和利用資本市場進行融資。只有在充分解決資本介入的問題下，光伏發電才可實現可持續發展，同時在資本的推動下進一步降低成本。

3 光伏發電證券化的機遇與挑戰

光伏發電曾經是一個神秘和高端的名詞，代表著世界對清潔能源的追求。經過幾十年的技術進步和成本下降，光伏發電在世界各國光伏政策的共同努力下，終于度過了漫長的導入期進入增長期，并向市場經濟條件下的平價發電競爭邁進。就分布式的屋面光伏發電而言，在世界許多地方已可和網電競爭，并提供合理的回報。分布式屋面發電的最大優勢是電力一般只在一個較小區域內流動和消耗，對電網供電進行補充，同時不對主干電網造成壓力，減少電網的投資，是發展新能源的一個有效手段。至于大型地面電站，雖然發電時數不及火電，對電網的傳輸能力造成浪費，但可善用荒漠或閑置的土地資源，對社會經濟和能源安全也發揮一定的貢獻，然而要達到平價并網的目標仍要一段距離。

由于太陽的年輻射量波動小于1%，因此，光伏發電系統年發電量的可預測性非常高，這為設計穩定回報的低風險金融產品提供了基礎。而事實上，德國已有以光伏發電為主業的上市公司，而美國也有以光伏發電為主業的信托基金。面對國家當前大力發展光伏應用的機遇，我們不能單純狹窄地使用銀行融資渠道，而要結合資本市場的力量去降低資金成本和提高資金的供應量。在適當的政策和法規配合下，光伏發電是可被設計成風險評級近似于國債的理財產品，為投資者提供長期和穩定的收益，并吸引風險胃納極低的退休基金、社保基金等資金的介入，也可吸引債券投資者進行投資，在促進光伏發電發展的同時也允許全民參與，降低光伏補貼政策的道德風險。

3.1 證券化所需的政策和法規背景

要將光伏發電設計成基礎理財產品并在證券市場出售，首先要有長期可預測和可依靠的現金流。此外，每一個基金內的子項目必須要具備獨立和完整的產權。為了使得現金流可預測，光伏發電的計量方式必須采用全電表法，使光伏系統向電網的輸出得到完全記錄。而為了實現可依靠，則必須由高信用評級的單位承擔長期購電者的角色。

以德國為例，以法案方式規定國家的授權單位對每一個安裝的光伏系統實施20年的全額購電保障，等同于以國家信用作擔保。而泰國則由國家電網簽訂的長期購電合同作保證。就我國而言，建議可用國家法案的方式去為每一個已核準的項目提供20年的固定價格購電保證，并交由電網公司執行，全國安裝總量則由國家控制。當期的長期價格由市場決定，而補貼電價和消費電價及標桿電價的差額則由電網直接攤入用戶電費，不占用國家的財政資源。德國作為光伏發電的先行者，政策的許多方面是值得借鑒的。對于分布式的屋面發電，除了長期的購電保證外，仍需有法律去分割和保障屋面的業權，使光伏項目的完整性得以保證。有了以國家信用作后盾的購電保證和法律保障的完整屋面業權，分布式光伏就可以像地面光伏一樣，提供長期可預測和可依靠的現金流作為設計基金理財產品的依據，為推開資本市場的大門打下基礎。

3.2 用保險工具提高現金流的可靠性

一只理財產品或債券形式財務產品的收益率是和風險掛鉤的。市場接受的收益率越低，越有利于整體光伏發電成本的降低。國家主權擔保的購電保證解決了銷售端的風險問題，而生產端的風險就需要保險工具了。在歐洲，大型AA+評級的保險公司提供10年的全風險保障，且只收取相當于系統投資1.5%的保費，并當發電量低于核準發電量的90%即可索賠。這說明光伏發電風險相當低。在保險的全面覆蓋下，光伏項目生產端的風險相當于保險公司的評級風險。因此，在銷售端風險為國家風險，而生產端風險為保險公司評級風險的前提下，光伏發電的現金流就可被設計成一只高評級的低風險理財產品或債券，而市場也可接受較低的收益率，從而減低光伏發電的財務成本。但我國當前仍欠缺相關的險種，需保險公司去開發。

3.3 走在時代的尖端

泰國作為一個新興光伏市場走在時代的尖端，除了以購電合同的方式推動泰國大型光伏項目建設外，晨真光伏也引進德國的保險公司和當地的保險公司合作，成功促使銀行為光伏項目提供無擔保的獨立項目融資。而泰國證監會也修改條例，允許光伏項目只需短至6個月的營運期便可上市集資，同時允許以基建基金(infrastructure fund)的方式上市。

我國的年電力需求為5萬億kWh，從技術角度方面看，將10%的需求轉為光伏發電是完全可行的，這代表約500 GW的總安裝量和近4萬億元的資本投入，所創造的市場足以讓整個光伏產業再見艷陽。期望我國的政策官員、法律專家、保險和銀行業界和光伏企業攜手共進，創造繁榮。

圖5 晨真在泰國的光伏項目結構

圖6 泰國基建基金概念