索比光伏网讯:
作者：新加坡宏威科技董事长范继良
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（cash flow based financing）二是以资产质押为依据的融资（asset based financing），三是以信用为依据的融资（Credit based financing）。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（Debt Service Coverage Ratio）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。
解决分布式屋面光伏发电融资的难题
分布式发电最大的优势是电力就地就近消耗，对电网资源占用少，同时竞争的对象也由发电厂转变为电网终端用户的消费电价。在广东，日间的电价超过1元，在这样的情况下，只要有适当的净电表计量法（Net Metering）的结算制度，即便没有补贴，以自发自用为政策基础的分布式光伏发电都是具备实际的经济意义的。在当前国家的政策框架中，自发自用的分布式发电每度补助0.42元，光伏系统的收益实际上是用户使用自发的电力而节省了的电费再加上0.42元的补贴，用不完的电力将流入电网，并得到0.42元的补贴。为了达到最大的经济效益，用户的系统设计的最大输出必须低于日间用电的最低负载，使电力完全被用户消化掉。这种制度的特点是同时存有一个高信用度的支付方式（补贴提供方）和一个低信用度的用电方（业主）。因此，即使光伏电力被全部消耗，使收益可以计算，融资也是无法进行的。而且系统设计的准备工作复杂，必须对用户的日间电力负载进行长期分析。更好的做法是采用一年期结算的净电表计量法，并对光伏电力作出补贴。由于自发自用，系统欠缺了一个信用度够高的购电方，因此，即使保证电力被全购消化，也是难以独立融资的。银行只会依据业主提供的房产和土地进行融资。要实现自发自用前提下的项目独立融资，必须利用政策性的保险工具。利用大数法则，把每一个独立项目业主的信用风险变成所有项目业主的平均信用风险，并由政策性的保险公司吸收，同时以保单的方式向银行提供担保。由于电费的违约率并不高，公共财政只需注入不多的资金进入保险公司，便可以用高倍杠杠为银行提供担保，促使银行释放贷款。只有采用了保险工具，才可以将资产抵押融资转为独立的项目融资。
在这种结构下，业主为了降低生产端的风险，仍然可以购买全风险的发电保障的。银行为了自身的利益也可要求业主购买相关的保险。
总结
通过电网的长期购电合同结合全风险发电保障保险，银行对地面电站的融资大门即会打开。在自发自用的分布式发电领域，必须设计出新型的政策性保险工具，使单个项目的风险变成整个市场的平均风险，并由保险公司以保单的方式为银行提供担保才可以打开银行的融资大门。长远来说，自发自用的计量方式应采用一年期结算的净电表计量法（Net Metering），使用户可实现‘白天发电晚上用，夏天发电冬天用’的经济模式。在解决了融资的瓶颈后，结合全风险发电保障工具，金融的杠杆可以提高股本的回报率，风险的降低也可降低业主对回报的要求，这有利于降低政策的补贴幅度，使公共财政资源得到更有效的发挥。
作者：新加坡宏威科技董事长范继良
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（cash flow based financing）二是以资产质押为依据的融资（asset based financing），三是以信用为依据的融资（Credit based financing）。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（Debt Service Coverage Ratio）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。
解决分布式屋面光伏发电融资的难题
分布式发电最大的优势是电力就地就近消耗，对电网资源占用少，同时竞争的对象也由发电厂转变为电网终端用户的消费电价。在广东，日间的电价超过1元，在这样的情况下，只要有适当的净电表计量法（Net Metering）的结算制度，即便没有补贴，以自发自用为政策基础的分布式光伏发电都是具备实际的经济意义的。在当前国家的政策框架中，自发自用的分布式发电每度补助0.42元，光伏系统的收益实际上是用户使用自发的电力而节省了的电费再加上0.42元的补贴，用不完的电力将流入电网，并得到0.42元的补贴。为了达到最大的经济效益，用户的系统设计的最大输出必须低于日间用电的最低负载，使电力完全被用户消化掉。这种制度的特点是同时存有一个高信用度的支付方式（补贴提供方）和一个低信用度的用电方（业主）。因此，即使光伏电力被全部消耗，使收益可以计算，融资也是无法进行的。而且系统设计的准备工作复杂，必须对用户的日间电力负载进行长期分析。更好的做法是采用一年期结算的净电表计量法，并对光伏电力作出补贴。由于自发自用，系统欠缺了一个信用度够高的购电方，因此，即使保证电力被全购消化，也是难以独立融资的。银行只会依据业主提供的房产和土地进行融资。要实现自发自用前提下的项目独立融资，必须利用政策性的保险工具。利用大数法则，把每一个独立项目业主的信用风险变成所有项目业主的平均信用风险，并由政策性的保险公司吸收，同时以保单的方式向银行提供担保。由于电费的违约率并不高，公共财政只需注入不多的资金进入保险公司，便可以用高倍杠杠为银行提供担保，促使银行释放贷款。只有采用了保险工具，才可以将资产抵押融资转为独立的项目融资。
在这种结构下，业主为了降低生产端的风险，仍然可以购买全风险的发电保障的。银行为了自身的利益也可要求业主购买相关的保险。
总结
通过电网的长期购电合同结合全风险发电保障保险，银行对地面电站的融资大门即会打开。在自发自用的分布式发电领域，必须设计出新型的政策性保险工具，使单个项目的风险变成整个市场的平均风险，并由保险公司以保单的方式为银行提供担保才可以打开银行的融资大门。长远来说，自发自用的计量方式应采用一年期结算的净电表计量法（Net Metering），使用户可实现‘白天发电晚上用，夏天发电冬天用’的经济模式。在解决了融资的瓶颈后，结合全风险发电保障工具，金融的杠杆可以提高股本的回报率，风险的降低也可降低业主对回报的要求，这有利于降低政策的补贴幅度，使公共财政资源得到更有效的发挥。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201404/24/192720.html
