积极探索光伏发电融资新路径

新加坡宏威科技 ■ 范继良

0 引言

在我国光伏产业面临严峻困难的形势下，国务院于2013年7月发布了《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，大幅提升我国“十二五” 末的光伏安装目标至35 GW，以期启动国内光伏市场。

在政策的刺激下，全国随即掀起一股光伏发电热潮，据不完全统计，截至2013年底，计划项目的规模已达120 GW，是国家规划的近4倍。假如要完成这些项目，资金的需求总量将近8 000亿元，相当于“十二五”期间国家每年投入建设高铁系统的资金规模。而在法规和金融解决方案尚未完善的情况下，如何解决资金瓶颈，使光伏发电在市场化的基础上实现可持续发展，是人们共同面对的课题。

1 解决光伏发电应用的金融瓶颈

在当前情况下，银行态度保守，一般都要求项目母公司100%担保，这不仅增加了企业的风险——无法分割项目，同时也无法实现可持续发展，因为每家企业资产负债表的承载能力是有限的。这使得光伏发电成为少数大企业的玩物，失去了全民参与新能源建设的社会意义。国外的经验说明，光伏市场要健康发展，必须具备以项目现金流为基础的独立融资，并与母公司实现风险分割。这就需要政策、法规、保险和银行的配合。

1.1 外国的经验与教训

过去10年，光伏发电在全球掀起了热潮，全球超过100个国家推出了不同形式的光伏政策。有以长期固定电价为基础的补贴制度(Fit-In-Tariff)，有以再生能源券为基础的补贴制度，还有针对初装补贴的制度以及针对长期收益的制度。在计量上，有采用净电表法(Net Metering)的制度，也有采用全电表法(Gross Metering)的制度。不同的补贴制度在拉动光伏建设的过程中起到不同的作用，也产生不同的问题。我们可以从国外的实践中吸取经验教训，结合我国的实际情况，设计出适合我国的光伏应用政策和金融解决方案。

1.1.1 德国

德国是全球光伏发电的领导者，曾高占全球市场的60%，而推动德国市场发展的法案，为光伏发电提供20年的固定补贴价格，并以全电表法量度光伏发电量，为业主提供发电收款的依据。在该制度下，政府设立的新能源机构向系统的业主提供20年的固定收购价格，由于太阳的年日照量稳定，发电量也稳定，银行便可以发电的预测现金流为贷款依据，做出长期融资安排。在解决融资瓶颈后，德国的光伏市场规模跃居全球首位。

在德国的补贴运作中，补贴的费用会平摊到每一度电中，由国民负担。因此，当安装量大幅上升后，电费中的新能源补贴征费便大幅增加，使得未安装光伏发电系统的人们不仅不能享受补助，还要承担更大的电费压力，造成社会的矛盾。德国光伏政策原本的设计动机是为业主提供略高于国债收益的投资机会，但市场真正起步是当项目的内部收益率达到6%以上时。2009～2012年间光伏组件和系统价格急跌，在补贴电价未能及时调整的情形下，造成投资的内部收益率一度上升至13%，引来市场的井喷式增长。这种市场的无序增长所造成的供求失衡，促成中国光伏产业的大量扩产，间接引发2012～2013年的光伏寒冬。

德国的经验告诉我们，固定的电力收购价格结合20年的长期购电法案，为银行融资提供了基础条件，是可借鉴的成功经验。但不设上限的安装量和由政府制定价格的滞后性，使市场在成本快速下降时造成亢奋，安装量暴增，最终又因为补贴的大幅下降而冷却，造成光伏市场和产业的大波动。而超出预期的增长，也使电力消费者的补贴征费上升，造成社会矛盾。

1.1.2 澳大利亚

澳大利亚发展光伏的方式因省而异，可以说是大杂烩。既有类似德国的补贴电价，也有以现金或再生能源券为基础的初装补贴。政策在不断的修改，最后简化为初装时以再生能源券为基础的补贴制度。然而，初装补贴在世界许多地方的实践都证明是失败的，仅起到示范作用。由于补贴基本足以覆盖安装成本，业主对系统的质量要求不高，风险意识不足，造成许多劣质产品和系统冲击市场，反而为产业发展带来负面影响。

澳大利亚的初装新能源券的操作概念大致是政府向光伏系统的业主按规模一次性发出再生能源券STC，业主可通过市场将再生能源券出售并回收部分或全部的系统投资。STC的供应量由安装量决定，是纯市场行为。而STC的需求则由政府法规决定，由能源供应商等机构按一定的规则承担，每年的需求基本固定。而政府更进一步通过不同规模系统的STC数引导市场安装特定规模的光伏系统。例如，澳大利亚的主流市场曾被1.5 kW的小型系统占据，而政策是光伏发电以满足居民日间用电为目标，不对电网造成输出压力。

然而，澳大利亚的这种创新也造成市场的大波动，在STC“供应市场制”但“需求计划制”的情形下，STC的价格出现大幅度波动，一度由法律上限的65澳元下跌到15澳元，使依靠STC作为收入的安装公司大量倒闭，也使市场由亢奋变为沉寂。而STC的大幅波动，也不能作为安装公司融资的依据，投资者也无法做出计划。

澳大利亚的经验说明，不管以现金或能源券作为初装补贴，都不利于建立高质量的发电系统。而以“需求计划制”结合“供应市场制”的STC政策，被证明是不可行的。大幅波动的价格及价格的不确定性使澳洲的银行拒绝参与到光伏应用中，造成资金的异常紧张。澳洲的安装商主要依靠中国企业提供的贸易融资进行安装，并换取STC及出售STC去支付账款。STC价格的大波动使得澳洲的安装商无法向中国企业支付账款，最终导致中信保为澳洲的光伏建设付账，为我国带来损失。

除了澳大利亚，罗马尼亚也是采用新能源券的国家，只是其新能源券是和发电量挂钩而非初装量，但一样是失败的。银行欠缺了可计算的稳定现金流作为融资依据，拒绝为光伏项目提供长期贷款。没有稳定的现金流保障，自然会推高风险，使投资者要求更高的回报，不利于光伏发电走向平价并网。

1.1.3 印度

印度可能是光伏发电成本最低的国家，除了印度人聪明能干外，和当地的光伏政策有很大关系。印度主要发展大的光伏电站，而政府采用配额制，并以电价投标的方式去竞争，中标者获得政府提供的长期购电合同，并以此结合项目保险作为融资依据。在这样的制度下，电站投资者变得对价格十分敏感，会想尽办法去降低单位投资，使电力成本得以降低而取得合同。由于投资者依靠长期的发电收入去归还银行贷款，因此，对投资的成本和质量均有严格要求。同时也十分注意风险，因此，一般电站都有购买全风险的保险，以便发电量低于预期时可索赔。在成本压力和保险保护下，印度也是一个勇于使用新技术的国家，兴建有大量的薄膜光伏电站。在投标政策的带动下，印度光伏电站的每瓦投资已低于1美元。

印度的经验说明，以投标电价为基础的制度，有利于光伏发电成本的下降和新技术的引入，是一个很好的参照物。

1.1.4 泰国

泰国采用购电合同制度。政府的政策交由电网公司执行，购电合同包括基础电价和补贴电价两部分，而购电合同则成为银行融资的依据。由于合同电价回报高，吸引了大量投资者去申请购电合同，同时出现了购电合同的炒卖市场，合同价格一度高达项目总投资的35%。这并不利于社会资源的合理利用。在世界其他地区，购电合同的开发成本一般只占总投资的5%～10%。泰国用电网购电合同的方式成功启动了银行为光伏项目提供独立的融资，而泰国也是全球第一个以基建基金方式将光伏电站证券化的国家，吸引市场游资投向光伏项目。在金融工具的支持下，泰国投资者正走出国门，到国外寻求光伏投资的机会。

1.1.5 美国

美国并没有一套全国性的光伏补贴政策，对于电费高的州和实施阶梯电价的地区，光伏发电已具备在市场化条件下生存的条件。而一些电费较低的州，则采用补贴电价的方式。美国大型光伏电站的建设主要依靠企业自身资金，并将建成电站卖给税务投资者。所谓税务投资即是根据法律将税款转作投资的行为。美国政府于金融海啸后以ITC(Investment Tax Credit)方式鼓励企业投资新能源。著名的投资者巴菲特于2012年便向第一太阳能收购光伏发电项目，巴菲特的名言是“光伏发电不能令你致富，但能令你保持富有。”

1.2 光伏发电的计量方式对融资的影响

光伏发电的计量方法主要分两种：一种是德国采用的全电表法；另一种是美国、荷兰等国采用的净电表法。不同计量方法的目标是要配合政策制定者不同的政策目标。

图1 净电表法和全电表法对照

1.2.1 全电表法

在这种方式下，光伏系统的发电量用一个电表完全记录，而用户及控制系统的用电则用另一个电表计算。由于光伏发电的价格高于网电的卖价，因此，这种计量方法可为光伏的投资者提供最大得益，也便于银行计算系统的发电收益从而提供融资。因为系统的输出不受用户的电力消耗影响，适合以发电卖电为政策出发点的光伏政策。

图2 全电表法现金流抵押融资示意图

1.2.2 净电表法

在这种方式下，光伏所发电力和用户的用电量由同一个电表计算。电表只记录发电量和用户耗电量之差作为结算基础。而根据不同政策，光伏系统多发的电可转换成电票，保存1～3年结算。这种方式使日间卖电、晚间买电，夏天卖电、冬天买电的模式得以存在，为用户提供了节省电费的方法。但该方法没有可计算出的现金流，因此银行无法提供以现金流收益为基础的融资，只能提供以信用或资产担保为基础的融资。这种方式适合以自发自用为政策出发点的光伏政策。

对比发电卖电获取补贴电价的光伏政策和自发自用的光伏政策，后者更公平且没有穷人补贴富人的道德风险，但只能针对一般的家庭业主，不利于商业屋面的光伏项目融资。

图3 净电表法资产担保/信用担保融资示意图

1.3 解决光伏发电的金融技术问题

要全面解决光伏发电的金融问题，必须由政策、法规、保险和计量技术4方面入手，全面降低融资风险至银行可接受的程度。除此之外，政策的制定必须考虑运作成本。德国以法案方式提供20年的固定补贴电价大大降低了行政成本，而澳洲以法案的方式去发STC也使行政简单。假如连小系统都要和电网公司签购电合同，在行政上就太复杂了。因此，法律的框架有助于节省光伏发电申请的行政成本，为降低光伏发电成本提供便利。

在业权清晰的地面电站上，我国的业权保障和土地使用等都有完善的法规。但在屋面方面就欠缺相关的配套法律，使投资者利益得不到保障。参考国外经验，我国需制定法规，将屋面的业权和房屋分开，保障在屋面上安装光伏系统投资者的财产安全，使分布式的光伏发电不单只满足自发自用市场，也满足专业光伏发电投资公司的需求。有效地分割业权，将有利于完整的项目产权，这对银行融资十分重要。清晰完整的独立屋面产权和补贴电价执行的法规是分散式发电的基础建设。有效的行政法规将可大大降低光伏建设的行政成本。

光伏政策的制定必须考虑社会资源的有效使用，同时也要考虑融资的可行性和对技术进步/成本下降的拉动。此外，要让全民有参与的机会，而不是只沦为大企业的玩物。就我国而言，高日照地区和高能源需求地区不重叠，高日照地区集中在西部和内蒙，高能源需求地区则集中在东部和沿海地区，而电力价格也因地而异，这为制定一套单一的全国性政策造成困难。

吸取国外的经验教训，我国的光伏政策应包括的因素为：1) 总量政府定；2) 当期价格由市场投标的中位数制定并按日照地区的分类分开投标；3) 应同时允许自发自用和发电卖电模式的存在，因此，电表设计要满足净电表法和全电表法的计量方式；4) 小系统采用法案的方式去保障长期收益和节省行政成本，以20年的固定价格作保障，大型电站则以国家统筹的购电合同作保障；5) 投标成功者需缴付每瓦若干量的新能源保险基金，帮助我国建立类似德国ERGO的全风险光伏发电保险，增加资本的信心。

在以上的构想下，用投标的方式并引用统计学方法去制定当期的20年固定电价有助于促进光伏成本和技术的进步，用兼容净电表法和全电表法的计量系统有助于投资者根据自身需求选择做电力消费者还是生产者，促进新能源经济的发展。而政府控制总量则有助于防止市场过冷过热引发产业的波动，有利于可持续发展；采用法案的方式去固定规则，可减少小系统的投资者花费巨大成本于购电合同的制定上；不同日照量地区分开投标也更有利于合理回报的制定。而生产端全风险保险的引入，使投资者只需承担项目销售端也就是购电方的信用风险，假如购电方为电网并由国家担保，那么实际上销售端的风险就降低为国家风险了。因此，在生产端风险有保险公司全覆盖下，银行对于有购电合同保障的光伏电站和有购电法案保障的分散式小系统的看法将是“有可预测和可依靠的现金流项目”，项目融资的大门便会打开。而退休基金、社保基金等追求高稳定性和低收益的资金也可投入光伏建设，使光伏应用面对的金融瓶颈得以打开。期待我国的光伏应用可在全民参与下快速发展，为国家节能减排的事业作出贡献。

图4 电站的融资结构、保险、PPA、购电方

2 设计可融资(Bankable)的光伏发电政策

2013年的光伏产业寒冬，国家出台了新的政策，并将未来3年的光伏发电建设总量目标定为35 GW。政策以分散式的屋面发电补贴为重点，为每度自发自用的光伏电力提供额外0.35元的补贴。换句话说，假如日间购买网电的费用为1元/kWh，那么光伏系统每发电1 kWh，用户便少买1 kWh电，这样便节省了1元，再加上补贴的0.35元/ kWh，光伏系统每度电的投资收益是1.35元/ kWh。

然而，这都不是一套可融资的光伏政策，可融资是指银行可独立提供项目融资的意思，是常用的行业术语。为什么这政策不可融资呢？原因是光伏资产并非如房屋一样有转手价值，它就像大楼的门窗一样，一经安装就一般不作拆卸。因此，银行不能提供以光伏发电资产作抵押的项目融资，而只能提供以光伏发电的现金流作抵押的项目融资。于是，一套可融资的光伏政策的第一点是具备可预测的和可依靠的现金流。

以自发自用的光伏政策为例，现金流是既不可预测，也不可依靠并作为长期融资的依据，原因是用户的能耗在一天中和一年中的波动很大，这对设计出具备最佳经济效益的光伏系统带来困难。此外，项目的购电方实际是用户自己，信用一般不足以支持长期的项目融资。因此，自发自用的政策一般都不可融资，用户融资只能依靠财产担保作长期融资或信用担保作短期融资。在没法做长期融资的情况下，投资者会要求较短的系统投资回收期。以欧洲为例，以发电卖电为基础的光伏政策，投资者可接受的回收期为10年，但以自发自用为基础的光伏政策，投资者可接受的回收期为5年。投资者可接受的年期越短，对补贴的要求就越高，对系统成本的压力就越大。因此，设计出可融资的光伏政策，不仅可加快光伏发电的发展，也可降低电费补贴的幅度，有利于社会资源的有效利用和减轻“穷人用电补贴富人”这一光伏新能源的道德争议。

广东的经济重心集中在珠三角一带，主要以制造业和服务业为主，电力需求的高峰期发生在日间，正好和光伏发电的有效期重叠。因此，采用分布式的光伏发电方式，不仅可补充电力资源不足，也可降低电网输电压力，是投资少见效快的能源手段。而东莞和深圳一带大量的厂房屋面和政府公共机构的闲置屋面，正好为发展分布式光伏提供基础资源。据统计，广东的屋面资源达到3.8亿m2，假如其中的一半采用新一代的高效光伏发电板Monomax技术，每年可产电约400亿kWh，约占全省电力消耗的8%，一幅由屋面光伏钩织的新能源图画是可以期待的。

然而，要达成这一宏愿，必须解决可融资的问题，打开金融机构的大门。这必须由政策和法规的制定及商业方案的设计入手。

首先政府可用电网公司附属法案的方式给予电网公司执行及结算光伏发电的法定权力，并要求电网公司为每一套核准的屋面光伏发电系统提供20年期的电力全购保证，允许客户选择结算的方式，用户可选择发用相抵的结算方式或发用独立的结算方式。对于发用相抵的客户，多发电可在电网上记账1年，这有利于四季的调节。而发用独立的方式主要是为融资提供依据，银行可根据系统设计的每月发电量，结合购电价格即可计算出现金流。国家每度光伏电力的补贴直接和电网结算，电网对每一个光伏系统只有一个由每月投标计算出的购电价，并维持20年不变。这样光伏系统发电收益的可预测性和可依靠性便解决了。

接下来要解决项目的独立性问题，使金融机构可获得项目的完整产权。这就需通过行政措施或立法将屋面业权独立。业权独立后，每一个屋面光伏项目也就是独立项目，这可衍生出更多的经营模式。例如，独立的基金可收购独立的光伏发电项目并以新能源信托基金的方式上市，再集资发展光伏发电，使光伏发电的资金来源多元化，解决我国发展光伏的资金瓶颈。

有了政策和法规的基础，以及可预测和可依靠的现金流，同时有了项目的独立性，接下来就是要解决银行对光伏系统长期运作风险的担心。参考国外的经验，光伏系统年与年发电量的波动除正常衰减外一般少于5%，而系统故障率也极低，因此国外的保险公司在总结十多年的经验后推出全风险覆盖的保险产品，并由晨真光伏首次引入泰国。这种保险提供90%的发电保障，使银行融资更放心。由于我国对资本的流通存有管制，国外的保险公司不能直接参与，因此，我们需自力更生，设立相关的保险产品。参考德国的保费约是系统总投资的1.5%，并提供10年的保障，这足够为项目融资提供技术风险保障。

当以上各项问题解决后，光伏项目的风险降至很低，基本近似于国家信用，因此，融资成本得以降低，融资年期得以拉长，同时有助于发展出更多的融资方式和利用资本市场进行融资。只有在充分解决资本介入的问题下，光伏发电才可实现可持续发展，同时在资本的推动下进一步降低成本。

3 光伏发电证券化的机遇与挑战

光伏发电曾经是一个神秘和高端的名词，代表着世界对清洁能源的追求。经过几十年的技术进步和成本下降，光伏发电在世界各国光伏政策的共同努力下，终于度过了漫长的导入期进入增长期，并向市场经济条件下的平价发电竞争迈进。就分布式的屋面光伏发电而言，在世界许多地方已可和网电竞争，并提供合理的回报。分布式屋面发电的最大优势是电力一般只在一个较小区域内流动和消耗，对电网供电进行补充，同时不对主干电网造成压力，减少电网的投资，是发展新能源的一个有效手段。至于大型地面电站，虽然发电时数不及火电，对电网的传输能力造成浪费，但可善用荒漠或闲置的土地资源，对社会经济和能源安全也发挥一定的贡献，然而要达到平价并网的目标仍要一段距离。

由于太阳的年辐射量波动小于1%，因此，光伏发电系统年发电量的可预测性非常高，这为设计稳定回报的低风险金融产品提供了基础。而事实上，德国已有以光伏发电为主业的上市公司，而美国也有以光伏发电为主业的信托基金。面对国家当前大力发展光伏应用的机遇，我们不能单纯狭窄地使用银行融资渠道，而要结合资本市场的力量去降低资金成本和提高资金的供应量。在适当的政策和法规配合下，光伏发电是可被设计成风险评级近似于国债的理财产品，为投资者提供长期和稳定的收益，并吸引风险胃纳极低的退休基金、社保基金等资金的介入，也可吸引债券投资者进行投资，在促进光伏发电发展的同时也允许全民参与，降低光伏补贴政策的道德风险。

3.1 证券化所需的政策和法规背景

要将光伏发电设计成基础理财产品并在证券市场出售，首先要有长期可预测和可依靠的现金流。此外，每一个基金内的子项目必须要具备独立和完整的产权。为了使得现金流可预测，光伏发电的计量方式必须采用全电表法，使光伏系统向电网的输出得到完全记录。而为了实现可依靠，则必须由高信用评级的单位承担长期购电者的角色。

以德国为例，以法案方式规定国家的授权单位对每一个安装的光伏系统实施20年的全额购电保障，等同于以国家信用作担保。而泰国则由国家电网签订的长期购电合同作保证。就我国而言，建议可用国家法案的方式去为每一个已核准的项目提供20年的固定价格购电保证，并交由电网公司执行，全国安装总量则由国家控制。当期的长期价格由市场决定，而补贴电价和消费电价及标杆电价的差额则由电网直接摊入用户电费，不占用国家的财政资源。德国作为光伏发电的先行者，政策的许多方面是值得借鉴的。对于分布式的屋面发电，除了长期的购电保证外，仍需有法律去分割和保障屋面的业权，使光伏项目的完整性得以保证。有了以国家信用作后盾的购电保证和法律保障的完整屋面业权，分布式光伏就可以像地面光伏一样，提供长期可预测和可依靠的现金流作为设计基金理财产品的依据，为推开资本市场的大门打下基础。

3.2 用保险工具提高现金流的可靠性

一只理财产品或债券形式财务产品的收益率是和风险挂钩的。市场接受的收益率越低，越有利于整体光伏发电成本的降低。国家主权担保的购电保证解决了销售端的风险问题，而生产端的风险就需要保险工具了。在欧洲，大型AA+评级的保险公司提供10年的全风险保障，且只收取相当于系统投资1.5%的保费，并当发电量低于核准发电量的90%即可索赔。这说明光伏发电风险相当低。在保险的全面覆盖下，光伏项目生产端的风险相当于保险公司的评级风险。因此，在销售端风险为国家风险，而生产端风险为保险公司评级风险的前提下，光伏发电的现金流就可被设计成一只高评级的低风险理财产品或债券，而市场也可接受较低的收益率，从而减低光伏发电的财务成本。但我国当前仍欠缺相关的险种，需保险公司去开发。

3.3 走在时代的尖端

泰国作为一个新兴光伏市场走在时代的尖端，除了以购电合同的方式推动泰国大型光伏项目建设外，晨真光伏也引进德国的保险公司和当地的保险公司合作，成功促使银行为光伏项目提供无担保的独立项目融资。而泰国证监会也修改条例，允许光伏项目只需短至6个月的营运期便可上市集资，同时允许以基建基金(infrastructure fund)的方式上市。

我国的年电力需求为5万亿kWh，从技术角度方面看，将10%的需求转为光伏发电是完全可行的，这代表约500 GW的总安装量和近4万亿元的资本投入，所创造的市场足以让整个光伏产业再见艳阳。期望我国的政策官员、法律专家、保险和银行业界和光伏企业携手共进，创造繁荣。

图5 晨真在泰国的光伏项目结构

图6 泰国基建基金概念