中国光伏产业前不久确立了35GW的装机目标，根据国家发改委能源研究所研究员王斯成的预测，从2014年至2020年，中国光伏需求量每年会达到10-15GW，所需要的投资资金为1000~1500亿元人民币。光伏政策由事前补贴改为度电补贴后，庞大的资金来源需要企业自己垫付，负债率本就较高的企业纷纷呼吁国家解决电站融资问题。融资难，如何解决，又是谁造成的？笔者愿与行业同仁共同来探讨一下。
融资难本质是回报无保障
融资难的背后是风险高，是投资回报率无法保障。或者换个角度看，对资本而言，投资光伏电站到底能不能赚到钱，如果能，巨大的民间资本和银行都会蜂拥而入，何来融资不易之说。中国政府即将陆续出台的光伏补贴政策缺乏实践调研，投资回报率理论上可达到8%~12%，实际上企业“不买账”，因为企业和资本关心的问题远不止这些。所以企业不是没钱建，而是敢不敢建的问题。那么，除了关注补贴政策外，投资者还有哪些顾忌？
回报问题。度电补贴比“金太阳”事前补贴投资回报率低，投资回收期明显变长。“金太阳”是中国光伏最早制定的刺激政策，补贴额度高，装机数量小，意在促进光伏发电产业技术进步和规模化发展，总的装机量也不过4GW。如今中国光伏已经进入了中级发展阶段，年度装机规模会超过10GW，在补贴力度方面势必下调很多。光伏发电成本自2012年中旬国家出台上网电价以来下降幅度已经很小，但大型地面电站度电补贴价格从1.15元下降到1元，再到今年可能变为0.85~1元，下降幅度远超过成本变化情况。实际上，在中级阶段光伏行业已经进入了要规模无效益的尴尬时期，这正是政策难以制定的根源。
以分布式电站为例，0.42元/千瓦时的补贴标准并不能称得上十分理想。对企业来说，以这个价格计算，装机的回收成本将在12年左右。如果再考虑到高昂的融资成本、限电风险及意外事故等因素，企业回收期会更长。
基于上述考虑，国家鼓励在工商业密集地区建立分布式光伏系统，绝大部分地区商业用电价格约为0.8元/千瓦时~1.1元/千瓦时，采用“自发自用”模式投资者收益明显高于其他方式。但这也由此引发了一系列问题，即用电问题和选址问题。
用电问题。分布式项目自发自用其实是变相的合同能源管理模式，光伏电量卖给企业比卖给电网划算，但卖给电网却比卖给企业有保障。“自发自用、余量上网”模式属于高风险、高收益范畴，无法保证用电客户在25年的周期内保持稳定的电量需求，也就无法计算电站所发电量有多少卖给企业，有多少卖给电网。投资回报率是个谜，银行和资本自然对此望而止步。与高额回报相比，资本更关注投资风险，自发自用之余，多余部分上网只能得到脱硫标杆电价，约为0.4元/千瓦时，回报率被大大拉低。
而且，资本卖电给企业就变成了一种商业行为，可能会面临着一系列的资金或者是债务、帐款方面的问题。部分客户缺乏诚信，就会产生支付风险。与此同时，支持合同能源管理模式的法律、金融环境还不健全，项目风险来源于客户，有许多是投资者所预想不到或不能控制的。考虑到上述风险，甚至有企业认为，分布式光伏发展的远景方向还是“上网”，因此他们更关注上网电价的相关政策。
选址问题。中国补贴模式主要鼓励自发自用，在上网部分给予统一的0.42元/千瓦时的补贴，这就意味着电价越高投资回报越划算。目前，工商业用电电价约为0.8-1.2元/度，大工业用电电价在0.6-0.8元/度，公共事业单位用电电价在0.5-0.6元/度，政府建筑、学校、医院等公共事业单位、农业用电和居民用电仅为0.5元/度左右。在用户用电电价之上给予固定额度补贴，光伏度电收益直接受用户用电电价水平的影响，因此项目选址问题了成为了投资成败的关键，只有电价高的工商业建筑(>0.8元/度)才能够赢利。
实际上，真正符合条件的项目建设地点非常少，这也再次表明国家政策具有很大的局限性，只会在短期内有效。长期看，分布式发电要解决的根本问题就是怎么推广到千家万户，选址不应该成为企业头疼的问题。现在部分企业申报的分布式发电项目还是仰仗地方补贴，地方政府在国家补贴基础至少再给予度电0.2元以上的额外补贴，以此才能冲抵风险。同时，项目选址难，只会使得部分公关能力强的企业受益，根本无法激活整个资本市场。
总之，中国光伏产业还没有形成各方受益的商业模式，资本不愿冒险建设，也就无从谈融资难的问题。与发达国家相比，中国光伏产业还处于政策扶持的初始阶段，即首先要明确细则，摸索出一种符合中国国情的推广方式。中国发展光伏难度上远大于发达国家，从经济水平、房屋结构、电价幅度、民众意识、电网情况等各个角度看，中国比不上欧洲，因此我们不可能在发展初期沿用欧洲模式。而且，中国电力价格与粮油米面一样属于政府严格调控范畴，不存在市场化一说，很难通过传统电力价格的上涨来提升光伏发电的竞争力。以德国为例，德国居民用电价格较高，已经实现了“平价上网”，政府只要对光伏发电上网电量给予适当补贴就可带动市场繁荣。反观中国，中国政府还需要对自发自用部分给予高额补贴，这种先天性的劣势加大了光伏发电的普及难度。中国还需在光伏发展模式方面做探索，目标与现实差距甚远。
但从另一个角度来看，融资问题也需提上日程，只有政策而没有资本的力量，恐怕什么事也干不成。
光伏融资需借鉴西方模式
正如前面所言，中国发展光伏产业面临的困难远超过欧洲、美国及日本等成熟光伏市场，这更需要政府制定完善政策，以小博大，用融资优惠措施带动资本积极性。只有强大的资本市场进入光伏领域，才能开拓更多模式，撬开民用光伏市场。笔者甚至认为，在很长的一段时间内，资本市场对光伏商业模式的创新将决定中国光伏市场的规模，因为技术进步和成本下降都逼近极限，普通民众又不愿接受初始投资较高的新事物。政策对民众安装光伏给予适当补贴，再加上资本市场的灵活性和创新性，中国光伏或许能真正迎来爆发。
租赁模式就是资本市场对光伏应用模式的创新，很多国家的居民只要填写一张申请表格，就会有人上门给安装，客户自己不用承担巨额的安装费用，只需向投资公司买电即可。这些操作手法是中国光伏市场更需要的，所以政府一定要善于利用民间资本的力量，加大对整个行业的金融扶持力度。
从银行角度来讲，目前，中国只有少数银行能够提供10年甚至15年以上长期贷款，一般的商业银行最长只有5年，这与光伏电站的运营期限25年不符。而且，中国多家银行贷款利率普遍较高，企业融资成本自然上升，在光伏前景仍不明朗的前提下，很多投资机构担心如果补贴发放不及时，微薄的利润很可能还不够银行利息。光伏行业属于新兴事物，没有政府的强力支持就难有大突破，国家可降低商业银行进入光伏发电市场的门槛，在贷款期限和利率方面特事特办，适当延长贷款期限，降低贷款利率。日本光伏市场去年以来发展迅速，除了补贴额度高外，银行给予企业和居民低息贷款也发挥了重要作用，中国完全可以借鉴。
从资本市场来看，政府应该支持光伏产业上市融资，对这些产业上市要有一定的支持。另外，允许这些产业有保证的情况下发行企业债券，以使它进一步融资。换言之，必须提高光伏企业在资本市场的优先性，其中最主要的一点就是允许企业将光伏电站作为有效抵押物来换取贷款。
目前，光伏企业在申请银行贷款时，根据要求，除了准备资本金外，还需对贷款额提供额外等额担保。这意味着这种投资必须百分之百用其他资产来覆盖。在目前经济形势下，绝大多数企业的流动资金本就十分紧张，资产负债率高于正常水平，根本不太可能获得银行的授信资格。对于大中型国企和集团化的企业而言，或许可以通过信用贷款来解决主要投入资金，但这对于大多数民营企业来讲是不公平的。
这方面中国也可以借鉴德国模式，银行可以把电站的收益权或者电站资产本身做抵押，民营企业完全可以跟其他国企、央企一样，只需要20%-30%的资本金就能获得银行贷款，道理跟房屋按揭差不多。当然，这需要一个完善的评估模式，评估机构会按照财务的融资成本对电站资产进行估值。这样操作银行也不亏本，因为整个电站或许已经是它的资产了。
最后，笔者必须强调，对融资模式的创新和扶持必须建立在电站具备稳定收益的基础之上。光伏电站是一种低收益稳定型投资,不像投资其他资产会有很高的预期收益，或可能收益率大幅增长，因此稳定就成了光伏电站吸引投资的唯一优势。银行贷款首要考虑的就是风险问题，只有解决了并网、补贴等关键问题，政府才可以要求银行放宽贷款限制，否则光伏行业坏账和不良资产问题就会转嫁到银行身上。
中国光伏行业处于发展初期，政策、市场几乎一片空白，政策执行情况更是备受质疑。光伏电站融资问题是大问题，但目前却不是最急需解决的问题，只要电站能有稳定回报，就不怕资本不进入，怕的是资本的忧虑不能通过政策来消除。融资难，谁之过？归根结底是行业发电成本过高，根本没有多大利润可图。政府需要思考，中国发展光伏的根本目的是什么？如果是为了带动就业，提升经济，恐怕光伏行业难当大任。如果是出于可持续性发展和环保角度考虑，全社会就必须付出一定的成本代价。
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