作者：新加坡宏威科技董事長范繼良

光伏產業的寒冬促使我國政府下決心通過啟動國內市場去消化過剩的產能。單在2014年，計劃的安裝量就達到14GW，其中分布式發電占8GW，地面電站占6GW，以每瓦平均投資為8元人民幣計算，這需要1120億元的資本投入，而要完成三年安裝35GW的目標，資本投入高達2800億元。在當前，銀行對光伏發電這一新事物的態度保守，也分不清光伏制造業和光伏發電業是兩個性質和風險完全不同的行業，為了控制風險，銀行普遍要求業主以房產或土地這些長期有效的資產抵押，使光伏發電無法以獨立的發電項目進行融資，這不利于光伏發電的可持續發展。我國必須完善法規，并發展出以獨立項目為融資主體的金融解決方案才可促使光伏發電的長久可持續發展。解決了融資問題，便可以利用資本杠桿提高股本的回報率，使業主降低對每度電補貼的要求，使國家和各省區的公共財政資源得到更有效地運用。銀行的融資思維基本上可分為下列幾類，一是以現金流為依據的融資（cash flow based financing）二是以資產質押為依據的融資（asset based financing），三是以信用為依據的融資（Credit based financing）。銀行家是最安全最保守的族群，在家里睡覺都要帶鋼盔，風險意識非常強。因此，要解決融資的問題，就必須先解決風險問題。在本文，我們將討論如何在當前的政策框架下利用商業運作模式、保險工具和設計新的政策性保險工具去推開光伏融資的大門。

光伏發電的風險

和所有的商業活動一樣，光伏發電也是存在風險的。這主要可劃分為生產端的風險和銷售端的風險。生產端的風險由項目建設起包括設計風險、施工風險、設備質量風險、并網風險等，而一個進入正常營運的項目則主要是運作風險、日照量波動風險、設備損壞風險和購電方的違約風險等。在國外的實踐中，設備故障和灰塵是構成發電量不足的主要原因，而灰塵的影響在不同的地區是不一樣的。在德國，電站業主基本上沒有灰塵影響發電的概念，因空氣清新。但在印度，灰塵對發電量的影響十分之大，需要每周對電池板進行清洗。在泰國的旱季，電池板一個月不清洗對發電量的影響是10%，而設備故障和日照波動對全年發電量的影響少過1%。因此，運作風險是構成電站發電量的主要風險，營運商必須勤于維護去獲取更大的發電量。相比于其他的發電方式，光伏發電設備是靜態設備，穩定性極高，風險極低。對于銷售端的風險這主要是購電合同的違約風險和政策的改變風險。在外國的實踐中，政策風險遠高于購電合同和購電法案的變更風險。在外國的經驗中，政府突然增加的光伏發電稅和更改已執行中的補貼電價是構成光伏發電項目收益波動的最大風險。在中國，部分地區的光伏電站因高壓線容量不足而曾出現輪流上網的現象，這也影響發電收益。但隨著電網累計越來越多的經驗，這種因計算錯誤引起的問題越來越少。

解決地面光伏電站融資的難題

當前我國申報地面電站的手續繁復，行政成本非常高。應考慮如外國一樣下放審批權至電網公司，并在與電網公司形成購電合同后才開工建設，而購電合同也是銀行融資的關鍵因素。一份可融資的購電合同必須包括下列的組成因素：1、長期穩定及可預測的價格；2、全購電力或額定電力的承諾；3、支付及結算方式。有了這些基本元素，電站設計便可以展開，財務模型也可以建立去測算電站的收益。由于太陽的輻射量十分穩定，由歷史氣象數據計算出來的發電量準確度極高，因此，電站的現金流是可預測和可依靠的。在沒有保險工具對發電量作出保證的情況下，銀行對項目融資的債償率（Debt Service Coverage Ratio）的要求是1.4左右，在有保險工具作發電量保證的情況下，銀行的DSCR要求可以進一步降低。由于地面光伏是以現金流為依據的融資，在補貼電價夠高的地區（例如泰國），便曾經出現融資比率達到100%的情況。為了進一步釋除國內銀行的擔憂，我們將晨真光伏在國外電站建設中使用的融資模型作一個介紹。



在這樣的操作模式下保險公司為電站提供全面的發電保障，不管是什么原因，只要年發電量低過預測發電量的90%，保險公司便會賠償損失。對于銀行來說，在保險的保障下，電站運作上的一切風險已被轉變為保險公司的信用風險。而電網公司的購電合同的信用度是足夠高的。故此，在電站的現金流可以預測和可以依靠的情況下，銀行為電站提供獨立的融資而不需要電站母公司的擔保。假如外國的銀行為本國的電站提供融資，則可能要求為購電合同購買違約保險。

解決分布式屋面光伏發電融資的難題



分布式發電最大的優勢是電力就地就近消耗，對電網資源占用少，同時競爭的對象也由發電廠轉變為電網終端用戶的消費電價。在廣東，日間的電價超過1元，在這樣的情況下，只要有適當的凈電表計量法（Net Metering）的結算制度，即便沒有補貼，以自發自用為政策基礎的分布式光伏發電都是具備實際的經濟意義的。在當前國家的政策框架中，自發自用的分布式發電每度補助0.42元，光伏系統的收益實際上是用戶使用自發的電力而節省了的電費再加上0.42元的補貼，用不完的電力將流入電網，并得到0.42元的補貼。為了達到最大的經濟效益，用戶的系統設計的最大輸出必須低于日間用電的最低負載，使電力完全被用戶消化掉。這種制度的特點是同時存有一個高信用度的支付方式（補貼提供方）和一個低信用度的用電方（業主）。因此，即使光伏電力被全部消耗，使收益可以計算，融資也是無法進行的。而且系統設計的準備工作復雜，必須對用戶的日間電力負載進行長期分析。更好的做法是采用一年期結算的凈電表計量法，并對光伏電力作出補貼。由于自發自用，系統欠缺了一個信用度夠高的購電方，因此，即使保證電力被全購消化，也是難以獨立融資的。銀行只會依據業主提供的房產和土地進行融資。要實現自發自用前提下的項目獨立融資，必須利用政策性的保險工具。利用大數法則，把每一個獨立項目業主的信用風險變成所有項目業主的平均信用風險，并由政策性的保險公司吸收，同時以保單的方式向銀行提供擔保。由于電費的違約率并不高，公共財政只需注入不多的資金進入保險公司，便可以用高倍杠杠為銀行提供擔保，促使銀行釋放貸款。只有采用了保險工具，才可以將資產抵押融資轉為獨立的項目融資。

在這種結構下，業主為了降低生產端的風險，仍然可以購買全風險的發電保障的。銀行為了自身的利益也可要求業主購買相關的保險。

總結

通過電網的長期購電合同結合全風險發電保障保險，銀行對地面電站的融資大門即會打開。在自發自用的分布式發電領域，必須設計出新型的政策性保險工具，使單個項目的風險變成整個市場的平均風險，并由保險公司以保單的方式為銀行提供擔保才可以打開銀行的融資大門。長遠來說，自發自用的計量方式應采用一年期結算的凈電表計量法（Net Metering），使用戶可實現‘白天發電晚上用，夏天發電冬天用’的經濟模式。在解決了融資的瓶頸后，結合全風險發電保障工具，金融的杠桿可以提高股本的回報率，風險的降低也可降低業主對回報的要求，這有利于降低政策的補貼幅度，使公共財政資源得到更有效的發揮。