2012年4月底，日本政府公布了固定價格收購制度（FIT）的條件，光伏發(fā)電（百萬瓦級太陽能）將以42日元（1千瓦時含稅價格，不含稅為40日元）的價格收購20年。目前該條件正在公開征求意見。有評價認為，包括其他可再生能源在內，這是為促進普及而定的條件。由于社會上對光伏發(fā)電很關注，42日元的水準引發(fā)了諸多反響。這一次，讓我們接著來看百萬瓦級太陽能事業(yè)的經濟效益。

圍繞電源線建設的爭論 

        上次介紹了日本光伏發(fā)電協(xié)會（JPEA）向政府的委員會提交的資料（資料1）。成本等驗證委員會（2011年12月報告）發(fā)布的百萬瓦級太陽能的“系統(tǒng)成本”是1千瓦35～55萬日元。在2012年3月向采購價格等估算委員會提交的資料中把成本下調到了32.5萬日元。除了系統(tǒng)成本之外，“FIT的成本”中又新增了升壓設備、電源線建設等系統(tǒng)連接所需的費用和土地平整費、土地租金、事業(yè)稅等類目。

資料1．日本光伏發(fā)電協(xié)會的百萬瓦級太陽能成本推算 （出處）日本光伏發(fā)電協(xié)會

        之后，日本資源能源廳向相關企業(yè)聽取了意見，從匯總結果的資料來看，企業(yè)提出的32.5萬日元成本估算中不含升壓設備、電源線等系統(tǒng)連接費，相對于此，能源廳則認為包括系統(tǒng)連接費用在內成本為32.5萬日元。對此感受到壓力的企業(yè)提出了收購價格為42日元（不含稅）的期望。最終減少到不含稅40日元或許是反映了雙方看法的分歧，但下調幅度不大，估計是雙方相互做出了讓步。 

        上次也說過，以某種程度含有內外價格差的1千瓦30萬日元為基數(shù)，根據(jù)是否進一步消除價格差，或是對日本特殊情況的反映程度，建設成本的判斷將發(fā)生變化。

        如何看待系統(tǒng)連接成本更是重要的判斷因素之一。從百萬瓦級太陽能計劃來看，多數(shù)計劃都在2萬億瓦以下，在這種情況下連接的是“高壓配電線”，建設與接入點相連的電源線的成本1公里只需要約1000萬日元。而規(guī)模達到2萬億瓦以上則需要與“特別高壓輸電線”連接，電源線的建設成本為1公里7000萬～1億日元，顯著增多。在這種情況下，為了確保盈利，就需要擴大事業(yè)規(guī)模，據(jù)說規(guī)模至少要達到10萬億瓦。

“國際標準1000伏特”vs“日本標準600伏特”

        與系統(tǒng)連接有關的課題不單單是電力線。

         上次談到了逆變器企業(yè)SMA Solar Technology、KACO新能源有限公司，以及電力控制巨頭ABB進軍日本市場的情況。這些企業(yè)依靠技術實力和大量生產擁有成本競爭力。但有看法認為，日本市場已形成了注重品質和安全的特有體系，要想滿足其要求，成本估計會隨之增加（資料2）。

資料2．百萬瓦級太陽能系統(tǒng) （出處）Green Solar and Wind Power

        例如，在日本，以光伏發(fā)電為首的分散型電源需要配備“單獨運轉防止功能”，以防止在停電時電能向系統(tǒng)逆流。海外雖然沒有這種限制，但并沒有輕視停電時的安全措施。日本與國外在這一點上的思路存在差異。在日本，海外企業(yè)需要為逆變器等加裝該功能。

        而且，電氣設備標準存在差異，外國企業(yè)能否接受日本特有的標準還是問題。歐美和亞洲各國光伏電站的系統(tǒng)電壓標準為直流1000伏特，功率調節(jié)器等相關產品也全部設計為1000伏特。這是基于IEC（國際電工委員會）的標準。

        而日本通商產業(yè)省（現(xiàn)經濟產業(yè)省）依據(jù)《電氣事業(yè)法》發(fā)布的“規(guī)定電氣設備相關技術標準的政令”，規(guī)定低壓上限為交流600伏特、直流750伏特。該政令也認可符合IEC標準的設計，如果電池板、電源調節(jié)器等直流方全部由IEC標準的產品構成，建設直流1000伏特的發(fā)電站也可以。從電力公司來看，無論是1000伏特還是600伏特，系統(tǒng)只要長期保持可靠即可，（應該）沒有什么講究。

        瑞士巨頭ABB正在強調直流1000伏特的優(yōu)點。該公司認為，電壓從600伏特提高到1000伏特，能夠減少輸電損失、減少并聯(lián)電路數(shù)量、擴大產品的選擇等，從而減少成本，投資回報率（IRR）將上升2～3％。同時還指出，通過采用國際標準，日本企業(yè)的國際競爭力將得到強化。ABB不打算向日本標準600伏特妥協(xié)，準備以國際標準1000伏特的設計攻打日本市場。1000伏特設計在日本究竟能得到多大程度的接受，將取決于新的光伏電站市場。

金融機構的決定掌握關鍵

        雖然大眾媒體沒有報道，但金融機構對實現(xiàn)投資起著很大的影響作用。作為FIT的對象，可再生能源發(fā)電自然能夠以固定價格長期銷售，現(xiàn)金流顯而易見，原本十分適宜項目融資。在FIT設定相當寬松的歐洲，現(xiàn)金流穩(wěn)定、不存在破產風險的可再生能源業(yè)務作為金融商品匯聚了巨額的資金。

        企業(yè)融資是以企業(yè)信用作為擔保進行貸款，而項目融資是以業(yè)務產生的收益為擔保判斷能否貸款。通常，項目融資需要徹查業(yè)務風險，為每個風險確定責任分擔。難以特定責任的風險將分配給主要出資者（贊助商）和EPC（總承包）企業(yè)。民間難以獲得項目融資的項目，有時還需要由政府出面要求支持。對于可再生能源，政府支持起著很重要的作用。在今后，單憑FIT無法解決的情況恐怕也會出現(xiàn)。

        如果還存在不透明的部分，則要采取增加自有資金、限制現(xiàn)金提取（存款賬戶必須達到一定金額）等措施。對于百萬瓦級太陽能這種先例很少的業(yè)務，項目融資的審批尤為慎重，由于沒有比企業(yè)更多的信息，調查也花費成本，因此企業(yè)申請的數(shù)字往往會被打折扣。

        百萬瓦級太陽能業(yè)務的風險首先是設備和系統(tǒng)是否能夠維持與價格相稱的性能和耐久性。對于主要構件、據(jù)說能夠使用20年以上的模塊，壽命短于模塊的電源調節(jié)器等電氣設備，以及由這些設備組成的系統(tǒng)需要進行徹查（確認）。雖然有些中國企業(yè)對模塊提供25年質保，但在公認行業(yè)必然重組的局面下，企業(yè)能夠生存到何時也令人在意。當然也要留意有多大程度的管制（放寬）、慣例、（潛）規(guī)則等，以及能否達到要求。

        要克服這些困難就需要具備相當高的盈利能力。如果僅憑投資IRR判斷收購價格水平，就有可能得不到貸款。從金融方面考慮，價格必須在40日元以上，就算是45日元以上也不夸張。金融機構的保守態(tài)度對收購價格將起到拉升的作用。

        是要全部采用注重性能和耐用性、在日本國內擁有業(yè)績的日本產品？還是以目前的收購價格為前提，為保證利潤優(yōu)先降低成本，采用海外產品？在今后，企業(yè)恐怕要對此作出判斷。部分結合海外產品還能夠維系整套系統(tǒng)的企業(yè)將擁有競爭力。如此一來，日本企業(yè)將面臨進一步削減成本的要求。

        在這種情況下，利用政策性融資是一步妙招。推薦這一招絕對不是因為筆者為政府“打工”（本系列全部為個人見解）。如果利用政府信用申請一定限度的長期低息貸款，就能夠填補期間風險和信用風險，民間銀行的態(tài)度也將變得積極。而且，這還有助于在不增加財政負擔的情況下控制電費漲價。據(jù)《電氣新聞》報道，曾供職于原日本興業(yè)銀行、熟悉能源的眾議院議員柿沼正明，在最近的演講中強調了官方金融機構與民間銀行組合、充分利用政府債務擔保的重要性。德國、英國等歐洲國家也在積極利用財政融資。在今后，利用政策性融資吸引民間融資，使資金流向可再生能源業(yè)務將變得更加重要。

42日元是高是低？

        當前，鑒于日本的電力系統(tǒng)、國內管制和慣例的改變還需要一些時間，以及金融機構的保守態(tài)度，內外價格差估計不會立刻消除。但無論怎么想，為期20年、1千瓦時40日元（估算委員會為不受消費稅影響而采用了不含稅價格）都不算便宜。在促進普及再生能源、實施FIT的時期，這樣做雖然是迫不得已，但如此高的水準恐怕難以維持下去。風力為23.1日元，1萬億瓦以上規(guī)模的中小水力為25.2日元，15萬億瓦以上規(guī)模的地熱為15年、27.3日元。按照這些價格，日本國內企業(yè)或許可以暫時松口氣，但是，如果日本企業(yè)不努力縮小內外價格差，發(fā)電企業(yè)恐將傾向于海外產品。

        以開始百萬瓦級太陽能建設這一新業(yè)務為契機，對于日本國內的企業(yè)和電力公司而言，修正對安全措施和品質的觀點也很重要。在必須進軍世界市場的前提下，這既是趨勢也是積極的態(tài)度。發(fā)電企業(yè)也不應該抱著既然有土地不妨試試看的天真想法，而是需要具備專業(yè)意識，掌握從設計到采購、建設、運營、維護的知識經驗。

        金融機構也應該在提高審查能力的同時，培養(yǎng)縱觀全局的余力。與地熱、生物質、風力等能源相比，太陽能的風險相當小。長此以往，活用政策性融資的呼聲估計會愈發(fā)高漲。（《日經商務在線》特約撰稿人：山家公雄）