打开光伏发电融资的大门-北极星太阳能光伏网

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光伏产业的寒冬促使我国政府下决心通过启动国内市场去消化过剩的产能。单在2014年，计划的安装量就达到14GW，其中分布式发电占8GW，地面电站占6GW，以每瓦平均投资为8元人民币计算，这需要1120亿元的资本投入，而要完成三年安装35GW的目标，资本投入高达2800亿元。在当前，银行对光伏发电这一新事物的态度保守，也分不清光伏制造业和光伏发电业是两个性质和风险完全不同的行业，为了控制风险，银行普遍要求业主以房产或土地这些长期有效的资产抵押，使光伏发电无法以独立的发电项目进行融资，这不利于光伏发电的可持续发展。我国必须完善法规，并发展出以独立项目为融资主体的金融解决方案才可促使光伏发电的长久可持续发展。解决了融资问题，便可以利用资本杠杆提高股本的回报率，使业主降低对每度电补贴的要求，使国家和各省区的公共财政资源得到更有效地运用。银行的融资思维基本上可分为下列几类，一是以现金流为依据的融资（cashflowbasedfinancing）二是以资产质押为依据的融资（assetbasedfinancing），三是以信用为依据的融资（Creditbasedfinancing）。银行家是最安全最保守的族群，在家里睡觉都要带钢盔，风险意识非常强。因此，要解决融资的问题，就必须先解决风险问题。在本文，我们将讨论如何在当前的政策框架下利用商业运作模式、保险工具和设计新的政策性保险工具去推开光伏融资的大门。

光伏发电的风险

和所有的商业活动一样，光伏发电也是存在风险的。这主要可划分为生产端的风险和销售端的风险。生产端的风险由项目建设起包括设计风险、施工风险、设备质量风险、并网风险等，而一个进入正常营运的项目则主要是运作风险、日照量波动风险、设备损坏风险和购电方的违约风险等。在国外的实践中，设备故障和灰尘是构成发电量不足的主要原因，而灰尘的影响在不同的地区是不一样的。在德国，电站业主基本上没有灰尘影响发电的概念，因空气清新。但在印度，灰尘对发电量的影响十分之大，需要每周对电池板进行清洗。在泰国的旱季，电池板一个月不清洗对发电量的影响是10%，而设备故障和日照波动对全年发电量的影响少过1%。因此，运作风险是构成电站发电量的主要风险，营运商必须勤于维护去获取更大的发电量。相比于其他的发电方式，光伏发电设备是静态设备，稳定性极高，风险极低。对于销售端的风险这主要是购电合同的违约风险和政策的改变风险。在外国的实践中，政策风险远高于购电合同和购电法案的变更风险。在外国的经验中，政府突然增加的光伏发电税和更改已执行中的补贴电价是构成光伏发电项目收益波动的最大风险。在中国，部分地区的光伏电站因高压线容量不足而曾出现轮流上网的现象，这也影响发电收益。但随着电网累计越来越多的经验，这种因计算错误引起的问题越来越少。

解决地面光伏电站融资的难题

当前我国申报地面电站的手续繁复，行政成本非常高。应考虑如外国一样下放审批权至电网公司，并在与电网公司形成购电合同后才开工建设，而购电合同也是银行融资的关键因素。一份可融资的购电合同必须包括下列的组成因素：1、长期稳定及可预测的价格；2、全购电力或额定电力的承诺；3、支付及结算方式。有了这些基本元素，电站设计便可以展开，财务模型也可以建立去测算电站的收益。由于太阳的辐射量十分稳定，由历史气象数据计算出来的发电量准确度极高，因此，电站的现金流是可预测和可依靠的。在没有保险工具对发电量作出保证的情况下，银行对项目融资的债偿率（DebtServiceCoverageRatio）的要求是1.4左右，在有保险工具作发电量保证的情况下，银行的DSCR要求可以进一步降低。由于地面光伏是以现金流为依据的融资，在补贴电价够高的地区（例如泰国），便曾经出现融资比率达到100%的情况。为了进一步释除国内银行的担忧，我们将晨真光伏在国外电站建设中使用的融资模型作一个介绍。

在这样的操作模式下保险公司为电站提供全面的发电保障，不管是什么原因，只要年发电量低过预测发电量的90%，保险公司便会赔偿损失。对于银行来说，在保险的保障下，电站运作上的一切风险已被转变为保险公司的信用风险。而电网公司的购电合同的信用度是足够高的。故此，在电站的现金流可以预测和可以依靠的情况下，银行为电站提供独立的融资而不需要电站母公司的担保。假如外国的银行为本国的电站提供融资，则可能要求为购电合同购买违约保险。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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