光伏發電資產證券化融資探究
——基于投資銀行業務視角

揚州市職業大學王亞

光伏發電資產證券化融資探究
——基于投資銀行業務視角

揚州市職業大學王亞

本文主要從投資銀行業務角度，通過剖析地面光伏電站及分布式光伏電站兩個案例，結合我國現狀，進行光伏發電資產證券化融資的可行性分析、優劣分析、風險分析以及具體產品設計等，探討如何有效解決光伏發電資產證券化融資所面臨的問題，并最終使發行人實現融資的目標。

企業資產證券化 光伏發電 融資 投資銀行業務

一、引言

隨著我國光伏裝機的迅猛發展，光伏項目的融資需求日益擴張，由于融資難造成光伏建設結構性失衡已經于2014年逐步顯現，光伏發電行業的健康發展有賴于突破融資渠道的限制。企業資產證券化業務是一種以專項計劃為載體，以企業未來收益權或既有債權的現金流進行證券化的融資方式，在美國、日本等資本市場發達國家，企業資產證券化產品作為一種成熟的融資工具被廣泛使用，而我國對資產證券化的探索及應用相對較晚。近年來，我國證監會、交易所及基金業協會陸續發布政策文件，光伏發電資產證券化有望全面鋪開，成為光伏發電行業創新的融資渠道。光伏發電資產具有現金流規模及期限穩定、可預測的特點，從現金流特性角度講是一種較為理想的證券化標的。

二、光伏發電資產現金流特性分析

企業資產證券化是指在充分評估基礎資產的基礎上，以分析預測基礎資產所能產生的現金流規模、特性，并以預期產生的現金流為償付支持，通過風險隔離、信用增級等措施，在此基礎上發行資產支持證券的業務活動。一般流程為，受托管理人設立專項計劃，原始權益人將能夠產生特定現金流量的基礎資產（一般為收益權）轉讓給專項計劃，期間通過一系列的增信措施與評級工作，專項計劃將對基礎資產所產生現金流的收益權轉變為資產支撐證券出售給投資者，從投資者處所募集的資金用以支付基礎資產的轉讓價款，實質構成了原始權益人的融資行為。資產證券化主要取決于基礎資產所創造現金流的能力，因此光伏發電資產的盈利模式與收益水平成為光伏資產證券化的核心因素。

（一）光伏發電項目盈利模式分析

（1）地面電站以全部發電量出售給電網公司獲取發電收入，電網公司以光伏上網標桿電價收購電站所發電量，因此其發電收入測算公式較為簡單，為光伏標桿上網電價*有效發電時間*電站規模。

（2）分布式主要采取購電協議模式，即光伏電站運營商與購電客戶簽訂長期購電協議，將分布式發電以一定折扣全部出售給購電方（即PPW模式），若購電方無法全部消納分布式的發電量，余電將出售給當地電網公司，電網公司按照當地脫硫脫硝標桿電價收購分布式上網余電。此外，國家財政將給予0.42元／千瓦時的分布式補貼，地方政府另行制定補貼政策。因此分布式的發電收入=有效發電時間*電站規模*0.42元／千瓦時+協議購電客戶用電量*用戶側電價*（1-折扣率）+上網余電*脫硫脫硝標桿電價。

（二）影響光伏發電現金流的核心要素分析

（1）售電電價。一是地面電站上網電價。根據國家改革委《關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知》，按照各地太陽能資源條件和建設成本，將全國分為三類資源區分別采用不同的上網電價（見表1）。地面電站將所有發電量按照所屬資源區的上網電價，全部出售給當地電網公司，從而形成發電收入，上網電量按月與電網公司結算。

表1 地面光伏電站標桿上網電價

二是分布式光伏上網電價。分布式發電先就地消納，一般通過PPA協議將光伏發電量以一定折扣率（一般為15%）的用戶側電價出售給協議購電客戶，就地消納不完的多余電量按當地照脫硫標桿電價（平均約0.46元/千瓦時）上網出售給當地電網公司，此外再根據地方政府的相關規定獲得地方政府的補貼。

（2）年有效利用小時數。我國按照光照條件的差異劃分為三類資源區，三類資源區采用差異化定價政策以實現光伏項目內部收益率等財務指標的均衡。I類資源區光照條件好，光資源非常豐富，年有效利用小時數在1500～1700小時，II類資源區光資源較為豐富，年有效利用小時數在1300～1500小時之間，III類資源區光資源相對貧瘠，年有效利用小時數在900～1300小時之間。

（3）組件光衰率。目前我國光伏組件主要是晶體硅光伏組件，這種電池存在著光衰減現象，即隨著電池使用時間的延長，電池的轉換效率會逐步降低，意味著在其他條件保持不變的情況下，組件的發電量將以一定的比率遞減。根據我國一線廠商保利協鑫、晶科能源生產的多晶硅組件產品，組件光衰率平均假定為0.8%/年。

（三）光伏發電項目現金流測算為了便于對比，此處將分別測算位于內蒙古包頭市（所屬一類資源區）10MW規模的光伏電站以及位于浙江杭州（所屬三類資源區）10MW分布式光伏的現金流情況及收益能力。

（1）內蒙古包頭某10MW光伏電站項目現金流測算。該地面光伏電站位于內蒙古包頭市，位于一類資源區，光伏電站于2015年1月正式并網發電，根據國家發改委《關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知》，該地面電站按一類資源區0.9元/千瓦時的上網電價將發電量出售給當地電網公司。該地面電站總投資7500萬元，預計運營期限為20年。表2為模型主要參數指標設定。

表2 模型主要參數指標設定

基于上述重要參數假設，根據評估模型，項目收益如表3和表4所示。由模型測算可知，位于一類資源區的包頭市10MW光伏電站項目具有較為穩定且可預測的現金流入，并且項目本身具有較高的盈利能力，財務內部收益率達到13.5%，投資回收期為6.2年。

（2）浙江省杭州市10MW分布式光伏項目現金流測算。該項目位于浙江省杭州市，分布于七家廠房的屋頂。該光伏項目采用PPA模式，運營方已經與廠房業主簽訂購電協議，運營方將所發電量以15%的折扣率全部出售給廠房業主供車間生產使用，考慮到節假日等因素，部分無法為工廠車間就地消納的余電將出售給當地電網公司。表5為模型主要參數指標設定。

基于上述重要參數假設，根據評估模型，項目收益如表6和表7所示。由模型測算可知，位于三類資源區杭州市的10MW光伏電站項目同樣具有較為穩定且可預測的現金流入，但其盈利能力較一類資源區的光伏電站差，其財務內部收益率僅為10.3%，投資回收期為7.8年。

三、光伏發電資產證券化融資探究

（一）光伏發電資產證券化可行性分析

表3 包頭市10MW地面光伏電站前10年運營期現金流預測

表4 包頭市10MW地面光伏電站項目主要財務指標

表5 模型主要參數指標設定

（1）政策允許與支持。證監會發布《證券公司及基金管理公司子公司資產證券化業務管理規定》奠定了企業資產證券化全新的法規基礎，2014年12月，基金業協會發布《資產支持專項計劃備案管理辦法》及配套規則，明確新政策下開展企業資產證券化業務采取負面清單管理及事后備案制。光伏發電是國家政策大力支持與倡導的行業，資產權屬明確，具備穩定的盈利能力，不在負面清單所列情形。

（2）現金流高度可預測、分布穩定。影響光伏發電現金流的最核心的要素為電站規模、有效利用小時與售電電價。電站規模在建設時已經確定：區域的光資源條件基本保持不變，因此有效利用小時數趨于穩定；地面電站上網電價由國家發改委制定，執行20年，分布式電價補貼由財政部承諾補貼20年，上網電價與用電側電價也在相當長的時間內保持穩定。因此，光伏發電產生的現金流穩定，且是高度可預測的。

表6 杭州市10MW分布式光伏前10年運營期現金流預測

表7 杭州市10MW分布式發電項目主要財務指標

（3）權屬清晰，易于分割。光伏發電資產一般由項目公司持有，并由項目公司單獨運營維護，與實體企業的關聯不大，因此對項目公司旗下所有光伏發電資產打包，進行資產證券化能夠較為便捷的與實際融資人隔離，并且在該權屬模式下，要實現資產完全出表也更為簡便。

（二）光伏發電資產證券化融資優劣勢分析通過對比（見表8）可以看到，對于大型優質光伏企業而言，光伏發電資產證券化的優勢主要體現在加快資金周轉，改善現金流結構的財務效應上。而在融資成本、規模及期限上，由于本身大型企業憑借良好的信用，可以在資本市場上以寬厚的條件進行融資，因此資產證券化在成本、規模、期限上的優勢并不明顯。對于中小型光伏企業而言，光伏發電資產證券化在融資成本、規模及期限上均有較大的優勢，主要是由于資產證券化能夠實現基礎資產和原始權益人的風險隔離，以發電項目為融資基礎，因此很大程度上解決了中小企業因自身資質原因難以融資的問題。

（三）光伏發電資產證券化風險分析

（1）光伏發電資產自身風險。一是售電風險。光伏發電的現金流入依賴于出售發電量，但對于建設在西部的地面電站而言，不少地區因電力消納問題存在“棄光限電”現象，因此所發電量無法全額出售給電網公司，從而導致實際發電收入不達預期：對于分布式而言，若沒有用戶愿意繼續購買光伏發電，分布式所發電量只能按標桿電價出售給電網公司，而標桿電價要比用戶側電價低0.3元/千瓦時左右，從而嚴重影響發電收入。二是運營風險。運營存在一定的風險，如地震、火災、電路損壞、運維人員操作失誤、檢修不及時等情況均會對發電造成負面影響，從而導致發電收入不達預期。三是資產貶值風險。由于光伏技術更新換代較快，晶片轉化效率不斷提高，使得光伏發電資產的變現價值貶值較快。如果光伏發電資產因實質性損壞無法再投入運營，則其變現價值很有可能遠遠不及初始投資成本，從而給投資者造成重大損失。

表8 資產證券化融資與其他融資模式優劣對比分析

（2）資產證券化的風險。一是原始權益人道德風險。原始權益人對于光伏發電資產的性能及質量的了解與外部投資者是不對稱的，而光伏發電資產本身質量的檢測難度較大，因此若原始權益人刻意隱瞞資產的不良屬性或高估發電資產性能以圖募集更多資金，會導致未來現金流收入不達預期，從而出現本息償付危機。二是資產不出表風險。在我國目前資產證券化的實踐中，絕大多數產品并未實現資產的出表，而是通過將收益權作為基礎資產，形成“真實出售”。這種模式下，資產產生現金流的收益權作為基礎資產被證券化打包出售，而實體資產本身仍歸于原始權益人的名下，這使得原始權益人挪用資金、不按規定歸集資金成為可能。三是財務風險。從國外研究情況來看，資產證券化能夠有效降低光伏項目的成本，從而改善財務內部收益率。但在資產支持證券發行市場上，發行利率的定價具有不確定性，特別是受2012年、2013年中國光伏行業大蕭條的影響，中國的投資機構對于光伏產業態度較為謹慎，因此可能會要求更高的利率水平，從而增加原始權益人的融資成本。

（四）資產證券化產品設計以包頭市10MW地面電站與杭州10MW分布式兩處發電資產收益權打包作為基礎資產，進行資產證券化設計，兩處發電資產的基本參數設置及現金流預測參照前文。

（1）確定資產支持證券期限。

優先劣后結構：本期資產支持證券分為優先級與劣后級，優先級由外部投資者認購，普通級由原始權益人認購，為優先級提供信用支持。優先級擬占發行總額的95%左右，劣后級擬占發行總額的5%。優先級產品利息按產品發行名義年利率計算，按季度支付。劣后級收益為當年優先級利息、本金償付之后的現金流余額，按年分配。

優先級產品期限設計：為了將發行綜合利率控制在6.8%以內，擬設計為優先級A～優先級E的1～5年期組合的資產證券化產品，各期限產品發行利率根據近期市場詢價水平初步擬定如表9所示。

表9 各期限產品發行利率預測

（2）確認收益權所代表可證券化現金流規模。首先，地面電站的全部發電收入扣除各類成本費用及所得稅后的凈現金流用以支持資產證券化。其次，根據基金業協會《負面清單》的要求，地方財政度電補貼收入不可用于支持資產證券化，因此選擇分布式售電收入與國家財政度電補貼收入之和，扣除各類成本費用及所得稅后的凈現金流用以支持資產證券化。ABS現金流情況如表10所示。

表10 ABS現金流情況

（3）設定償付保障系數。償付保障系數是指當期預期可償付本息現金流與當期預期還本付息現金流的比值。基于對發電收入的不確定性以及其他風險的考慮，本期產品償付保障系數設置為1.10。

（4）最優規劃求解。根據不同期限優先級產品及其對應的預期利率、可用ABS現金流規模、1.10倍的償債保障系數，本文擬對目標融資額最大化進行規劃求解，并將期限精確至百萬員，所得最優方案如表11-表14所示：

基于上述最優規劃求解的測算，本期光伏發電資產支持證券的綜合發行利率為6.79%，各期償付保障倍數基本控制在1.10左右，募集資金總額為8100萬元。

（5）財務評價。通過對比財務數據（見表15）可以發現，盡管資產證券化后使得20年期總的凈現金流減少，并且投資回收期有所延長，但是資產證券化改變了現金流的整體結構，將未來預期現金流折現進行融資，并且提升了項目

表11 基于最有規劃求解的本金余額測算

表12 基于最有規劃求解的利息支付測算結果

表13 基于最有規劃求解的現金流情況

表14 基于最優規劃求解的產品期限結構

表15資產證券化前后主要財務指標對比IRR水平。

2 0年凈現金流總額綜合投資回收期I R R資產證券化前3 6 6 4 3 3 5 8 7 6 . 9 1 2%資產證券化后3 5 3 7 3 6 5 8 7 7 . 6 1 3 . 9 0 %

四、結論

作為一種全新的融資工具，光伏發電資產證券化的可行性和優越性已經在美國的實踐經驗中得到論證，尤其是在我國光伏發電產業因融資瓶頸而造成結構性失衡的背景下，其必要性進一步凸顯。隨著我國企業資產證券化的全面發展，相關配套法律法規呼之欲出，從而為光伏發電資產證券化融資奠定堅實的法律依據，而光伏發電資產證券化也將成為一種新型融資工具得以廣泛運用，從而為我國進一步推進新能源戰略，大力促進光伏產業發展產生深遠的積極影響。

［1］朱偉亮：《我國光伏企業面臨的困境分析及對策建議》，《財會研究》2012年第23期。

［2］馬金花：《寧夏光伏產業融資問題探析》，《會計之友》2014年第29期。

（編輯朱珊珊）