上海淘科網絡技術有限公司 陸劍洲

中國政府承諾要在2015 年完成35GW 的光伏總裝機，如果不采用這種固定電價模式（不同地區根據光照資源相應劃分度電價格），目前來看，恐怕很難完成任務。

乍看標題，也許有人會認為筆者這是危言聳聽。不過，當你去和做光伏電站的“老人”們聊過之后，也許就不這么認為了。

地面大型電站和屋頂分布式光伏系統，是目前光伏并網電站最主要的兩種應用形式。

在我國，大型地面光伏電站采用的是固定電價（2011 年是1.15 元/度，2012 年至今是1 元/度），但由于主要在西部建設，電網消納時遇到了和風電同樣的限發問題，導致其收益存在很大的不確定性，因此銀行和保險難以介入。因此，西部光伏電站的投資者，以能夠拿到銀行貸款且有一定抗風險能力的國企為主。但隨著建設的深入，國企也逐漸意識到了投資回報的風險，開始減少西部光伏電站的投資，相比2011 年，2012年西部光伏電站的投資建設熱情已明顯有所降低。

與西部相比，由于電網消納能力較強，因此東部光伏電站很少遇到限發問題，但東部地區光照資源與西部相比有較大的差距，其發電能力差了很多。舉例來說，格爾木地區每千瓦光伏裝機每年最多可發電1900 度，內蒙古大多數地區同樣裝機的年發電也可達1500 度以上，而東部光照資源較好的山東，每千瓦裝機的年發電量最多也只有1350 度左右。因此，目前東西部地區同樣的1 元/度的固定電價，在東部大部分地區都很難獲得合理收益，所以投資者寥寥。只有山東和江蘇之前出臺的1.25-1.3 元/度的電價具有一定的合理性，申報者較為踴躍，但地方政府對總容量進行了限制。這也是目前東部光伏電站投資中大多數企業更愿意選擇申報金太陽和住建部光伏建筑一體化（金屋頂）補貼的原因，因為有政府的先期補貼，企業實際的初投資只占項目總投資的30%左右，甚至更低，其投資壓力相對小得多。

但金太陽和金屋頂項目由于需要將電力賣給用戶，因此不光需要有足夠的屋頂，還需要業主有足夠大的持續性負載，最好周六、日都不休息。否則，用戶用不掉的電，要么浪費掉，要么再裝一套升壓站賣給電網（按照脫硫電價）。這對投資者的要求更高，符合投資要求的屋頂也很難找到，即使找到了合適的屋頂，由于業主的電費結算、業主用電持續性都存在很大變數，導致財務模型無法固定，因此金融和保險機構也無法介入。另外，由于初裝補貼項目是全國統一審批，導致不少項目純粹為了拿補貼而申報，加上數量有限，最后形成有好屋頂的拿不到補貼、拿到補貼的找不到合適屋頂的局面。目前市場上金太陽項目轉讓成風，就充分說明了這點。淘科公司聯合南通四建以及瀾晶資本推出的“光伏屋頂保障計劃”，也正是想解決這部分金太陽項目的實施問題。

由于存在著以上問題，金太陽和金屋頂在項目落實、建設質量、運營效果方面都難以得到有效保證。投資者的信心也容易受到打擊，很可能采用近乎極端的成本節約戰略，比如將自有資金投入比例降低到微乎其微的地步。這最終將導致大量的初裝補貼項目面臨“曬太陽”（指光伏電站被限制或未能正常發電）的悲慘境遇。

作為光伏應用推廣的先導政策，金太陽和金屋頂政策已然完成其歷史使命，市場化是光伏必須要走的路。而光伏電站作為發電廠這一基本屬性，決定了其具有低收益和長期回報的特性，相較于其他投資而言，光伏電站投資具有資本密集和收益穩定兩大特點，也正是因為其收益穩定，才容易獲得大資本的親睞。正如巴菲特的投資理念：不求一夜暴富，但求穩定回報。

據筆者了解，目前市場上有幾類投資者對于光伏發電投資存在著興趣：一是穩定收益型基金；二是銀行；三是現金流充裕的企業；四是有足夠銀行授信額度的企業；五是個人投資者。

只要光伏電站的投資收益率明顯高于銀行的貸款利率，將會有大量的資本進入光伏電站投資這一領域。根據筆者的大致了解，如果其穩定收益率達到10%，至少有幾百億資金很快會進入，這還不包括可獲得的銀行貸款部分。如果可以解決保險和貸款，總資金規模足以投資幾十吉瓦的光伏電站。但前提是，要解決好光伏電站投資收益的穩定性這一基本要求。

光伏電站的穩定的收益保障，主要取決于發電量和電費收益的穩定性，其模式可以從后往前進行逐級推導。

首先，投資者關注的是自有資金收益率（也叫內部收益率）。如果利用銀行杠桿，其內部收益達到10%是很容易實現的，因為銀行商業貸款的利率只有7%左右，因此只要項目的穩定收益率達到8%左右，就可以實現內部收益率10%的回報（按照70%貸款比例計算）；

其次，銀行愿意貸款給光伏電站項目。對于銀行而言，發放貸款的前提，是項目的風險可控。對光伏電站來說，這就需要其項目投資的不確定性因素更少，包括購買相應的保險、固定電價和發電量的電費收繳等。

再者，光伏項目需要購買保險，進行投資風險的部分轉嫁。這需要由保險公司根據風險評估設計保險產品，這個過程中也需要其他產品供應商、系統集成商和運維服務單位提供一定的產品質保或發電量擔保。評估內容包括：各類設備、材料的品牌和供應企業；設計單位資質；系統集成商過往資質；運維單位資質；屋頂結構評估；未來光伏電站被遮擋的可能性；屋頂光伏電站產權對于房屋業權轉讓限制；各項審批手續合法性；系統實際發電能力評估（根據已有的第三方發電數據）；售電價格是否固定（可允許上漲，不能有預期下跌）；電費收取的穩定性。同時，預提電站的維修基金也是一件必須要做的事。

而只有采用固定電價，光伏電站的售電價格才可以穩定。當然，隨著未來脫硫電價的上漲和電力交易市場的發展（國家“十二五”規劃已經明確要建立電力交易市場），收益率有可能會進一步提升。電費也只有和電網公司統一結算，其電費收取才有保障。只有解決了以上這些問題，投資者的投資收益才有保障，才可能放心大膽地投資。對于即將在東部地區展開的分布式光伏應用推廣而言，上述問題更是亟待解決。

中國政府承諾要在2015 年完成35GW 的光伏總裝機，如果不采用這種固定電價模式（不同地區根據光照資源相應劃分度電價格），目前來看，恐怕很難完成任務。

因此，筆者建議，未來（2014 年或2015 年）在固定電價基礎上，根據屋頂電站裝機容量不同，劃分出相應的電價，因為大屋頂畢竟是有限的，而且不同大小電站的實施成本是不一樣的，同時也可以起到鼓勵中小投資者參與到光伏電站投資的浪潮中來，為節能減排做出相應的貢獻。