本文从光伏电站的现状、发展瓶颈、电站资产证券化的优势等三个方面阐述了电站证券化的必要性和可行性，结合笔者多年的研究和分析，提出电站资产证券化时应具备的必要条件，即电站的甄选标准，概括而言，在目前情况下，符合证券化的国内电站应是已经建成1-2年之间的正常运行的地面电站。在此基础上，本文最终提出了电站证券化的定价模型和定价公式，并详细阐述了中间的演变过程和各定价因素之间的关联关系及关联系数。
光伏电站的现状
开发新能源是我国能源发展战略的重要组成部分，中国政府已宣布了其在哥本哈根协议下的承诺，至2020年全国单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40-45%，非化石能源占一次能源消费的比重提高至15%左右。目前，中国已跻身于世界主要的能源消费国和温室气体排放国家之列。发展光伏产业对调整能源结构、推进能源生产和消费革命、促进生态文明建设具有重要意义。
据《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》(国发〔2013〕24号):“……2013—2015年，年均新增光伏发电装机容量1000万千瓦左右，到2015年总装机容量达到3500万千瓦以上”。按照2013年平均8500元/千瓦的造价，近三年每年的项目资产规模在850亿元，截止2015年的总资产规模在3000亿元左右。因此可以说，经过近十年的摸索，国内光伏产业基本定型，即从国外市场逐步转变为国内、国外市场并行的市场格局，并逐步向国内市场倾斜。在众多光伏电站的应用中，以大型地面电站和屋顶电站为主要的应用形式。两者相同的地方是均以多晶或单晶硅片作为发电的核心元件，配套有逆变器、汇流箱、变压器等电气设备。从经营管理角度来讲，两者又具有较多的不同之处，主要有：
1、造价的不同。一般来讲，地面电站由于需要较高的支架、较远距离的电力接入和较偏的地理位置，单位造价比屋顶电站高出20%-30%，即1500-2000元/千瓦。
2、电价和补贴方式的不同。目前现有的电站来看，地面电站以20年确定不变的度电补贴，但不享受建设期补贴为主，如西部地区的1元/千瓦时；屋顶电站以屋顶业主（电力消费用户）现有的电价为基准下调10%-15%，但可享受不同额度的建设期补贴（即金太阳项目）。从总体来看，近几年金太阳项目账面上的投资收益率要明显高于地面电站。不过随着金太阳项目的取消，以后建成的屋顶电站也将以分布式，即享受度电补贴为主。
3、收费风险的不同。地面电站的电力销售对象是当地电力公司，属于信用较好的客户，且可认定为在未来20年的电站生存周期中不会出现倒闭等极端情况，收费风险基本可控。而屋顶电站的电力销售对象是屋顶业主，其信用参差不齐，且用户企业自身的生命周期也存在较大的不确定因素，其风险相对地面电站而言较高，对投资商而言则意味着需要为此付出相对较高的风险控制成本。
光伏电站的瓶颈
就世界范围而言，光伏发电技术并不是一项新的技术，上一阶段之所以发展缓慢，核心问题在于其经济效益较差。而近几年国内市场发展迅猛，最主要的原是国家政策的支持，大幅度的改善了其各项经济指标。综合归纳，光伏电站的发展瓶颈主要有以下几个方面。
1、经济指标较差
不同于其他项目，光伏电站的特点是投入大、流动性差、回报率低、稳定性貌似较好。按照8500元/千瓦的造价，10MW的电站投入约为8500万元，与此对应的是，该电站（东部地区）的首年发电量在1000万千瓦时，电价0.7元/千瓦时，折合人民币700万元。同时考虑到每年1%的衰减率，即使不算资金成本，投资回收期也将达到14年，按20年的寿命计算，其内部收益率仅有4.37%。若考虑6.5%的银行基准利率、运行维护成本和税负成本，则更是惨不忍睹。上述数据，可清晰的表述了其投入大、流动性差和回报率低三个特点。从理论上说，光伏电站的稳定性应该是非常好的，因为任何地方每年的气候是不会出现大幅度变化的。但其不确定因素在于电站元器件，尤其是光伏组件的质量和寿命。从国内的产品来讲，各个厂家都宣称自己的组件寿命为25年，但据笔者了解，国内所有的组件生产商的生产历史还没超过20年的。纵使国外已经有运营超过20年仍然正常的光伏电站，但在国内光伏生产企业的价格战血拼到成本线以下，这中间的偷工减料对光伏组件的质量和寿命造成的影响，我们目前尚不得而知。因此，笔者认为，其稳定性只能说貌似较好，而无法确定为较好。不过这类风险属于可控范围，通过对众多元器件品牌的深度绑定，尤其是身为上市公司的元器件提供商的绑定，同时适当降低证券化年限，即可基本转移该风险。
可以说，近几年国内光伏产业的快速发展，真正依靠的其实是政府的行政力量，而不是纯粹的市场力量。当然，也正因为是政府行政力量的介入，结合证券市场的特性，使得光伏资产证券化有了很好的契机，这是后话。
2、西部地面电站的上网电量保证和东部屋顶电站的收费风险
在国内，光伏电站有一个很有意思的现象，发电效率高的地方不缺电，且送不出来；缺电的地方光照条件不好，发电效率不高，且收费风险较大。在我国西部地区，如新疆、甘肃等地，光照条件非常好，其发电量是我国东部地区的1.5倍以上，首年每瓦发电量在1.5千瓦时以上，但这些地方恰恰是我国经济最不发达的地区，其一本身的用电量就很有限，其二这些地区的煤炭等矿产资源丰富，电价非常低廉。这就是说，在这些地方建立的地面电站，必须依靠电力公司的力量往外送出去才有意义。而电力公司，在其中是没有盈利的，这就造成了这些电站并网接入困难，即使同意并网也不能100%上网，一般只上总发电量的70%等现象。简而言之，针对西部地面电站而言，其特点表现为，前期接入难，但后期收费风险低。
在我国东部地区，如浙江、江苏等地，用电缺口大，当地电力公司操作相对比较规范，比较容易接入，但光照条件较差，首年每瓦发电量仅仅1千瓦时左右。这些地区的优势是用户电价相对较高，企业可接受的电价普遍在0.7元/千瓦时以上，采用金太阳或今后0.42+X元/千瓦时的国家+地方补贴政策，应能取得较好的账面收益率。但存在较高的收费风险和及其对应的风险控制成本。（注：X指的是各个地方不同的地方补贴政策，从0.1到0.25不等。）
因为上述瓶颈的存在，光伏电站的发展受到很大的制约，其主要表现为融资难、融资成本高、融资主要依靠企业自身资信等。
电站资产证券化的优势
国外光伏电站的资产证券化已经是比较成熟的商业模式，这对光伏电站的良性发展起到了很好的推进作用。归纳起来，其资产证券化主要有信贷资产证券化、实体资产证券化两种，这为我们提供了一个很好的借鉴蓝本。
国内也在积极推进光伏资产证券化的进程。2013年3月，证监会发布的《证券公司资产证券化业务管理规定(征求意见稿)》明确了可以证券化的基础资产具体形态。2013年4月19日，国家发改委日前下发《关于进一步改进企业债券发行审核工作的通知》（下称《通知》），将对企业债发行申请，按照“加快和简化审核类”、“从严审核类”以及“适当控制规模和节奏类”三种情况进行分类管理，其中国家重点支持范围和信用好的发债申请将列入加快和简化审核。《通知》明确指出，太阳能光伏和风电应用项目作为调结构类项目将被重点支持。这无疑为国内光伏应用市场的大规模开启带来了契机，增加了政策砝码。
在此背景下，通过光伏电站资产证券化的运作，可将光伏电站的上述特点将在某种程度上从劣势变成优势，同时证券化的运作又弥补了现存的主要缺陷，具体表现如下：
1、初期投资大、投资回收期长，但收益相对稳定，这些特点非常适合作为证券化 的标的资产。这也为机构投资者提供了类固定收益类投资品种，拓宽投资领域，提高投资收益率并分散了投资风险
2、厌恶风险，追求高收益的天然投资特性，决定了该证券的广大需求基础。前文所述的稳定性中的不确定因素，我们可以通过专业的甄选标准和定价模型加以规避，同时通过对电站的专业管理和市场运作，可使得投资商获得更高的回报。从实际操作层面来讲，只需证券发起人对电站稍加改造，那么已建成电站的收益会实时反应到投资商眼前，理论上可精确到每秒，表现方式直白明了，这将进一步激发投资商的投资愿望。
3、较低的融资成本。较强的稳定性决定了较低的收益率，在证券设计上，只需设计到介于银行存贷款利率之间的收益率即可带来大量的投资者，这将实实在在降低光伏电站的融资成本。
4、操作简便，期限灵活。电站证券化的操作从项目设计、申报材料制作、审批、发行直到运行，相比企业债和短期融资券简便的多；同时融资期限根据证券化资产及其收益状况、融资方意愿等因素而定，可做半年到十五年不等。
电站的甄选标准
作为证券发起人，如何挑选合适的电站、如何合理定价，是电站资产证券化运作成败的基础和核心。
1、已建电站和未建电站的选择
众所周知，电站从规划到建成，中间会遇到很多的不确定因素，如屋顶质量、电价、设备质量、运营维护质量、客户关系维护等等。从风险最小化角度考虑，在证券化前期起步过程中，选择已经建成的、且经过1-2年运营的电站比较合适。这一类电站的不确定因素最少，电价确定、发电量确定、未来的发电量可预估、收费对象确定、电站寿命可预估、电站质量可评估，这是后期电站定价的基准。当然，针对个别特别优质的未建电站，证券发起人可以通过定制方式预购，即在EPC总包商按证券发起人指定的品牌范围、质量要求建设电站，电站建成并通过证券发起人验收后正式收购。
2、地面电站和屋顶电站的选择
截至目前为止，国内地面电站基本上是享受度电补贴的电站，这一类电站的售电对象为电力公司，销售价格（含补贴）在0.90-1.00元/千瓦时之间。屋顶电站基本上是金太阳项目，按照“自发自用、余电上网”原则，第一售电对象为屋顶企业主，第二售电对象才是电力公司。在我国东部地区，售电价格基本上在0.70元/千瓦时左右，如果到电力公司收购,那么价格只是当地的脱硫上网电价，价格在0.40-0.50元之间，在西部地区，针对这两类客户的售电价格则更低。
从风险角度考虑，地面电站的售电对象是央企，在现有国内环境下，央企代表的是国家；屋顶电站的售电对象是各类企业，企业信用参差不齐，存在大小不等的收费风险，其中也包括企业倒闭风险。
从电站寿命角度来讲，地面电站的寿命的决定性因素是电站的元器件质量和寿命，目前比较认可的是20年的寿命；屋顶电站的寿命除了上述因素，还存在一个屋顶寿命的因素，而大部分彩钢瓦的屋顶本身设计就只有15年，换句话说，彩钢瓦屋顶的电站寿命是不可能超过15年的，一定会被迫提前拆除。
因此，选择地面电站作为优先证券化对象是比较合适的。综上两条标准，电站资产证券化的优先选择是：已经建成的、正常运营1-2年的地面电站。
定价模型
1、定价需考虑的因素
在定价过程中，我们需要考虑的因素有如下几点：
（1）土地性质，为保证电站资产的安全，在证券化前期，要求电站具有完整的土地产权是该电站是否收购的必要条件，即一票否决条件。这是因为，在国内信用体系还不完善的环境下，坐地起价是业内见怪不怪的事情。假设电站的土地是租用的，那么如果电站建成后，土地出租方违约，要求提高土地租价，这对证券发起人而言，将是不可承受的风险。
（2）发电量和售电价格，电站的实际发电量和售电价格是电站定价的基准，这两者数值的高低直接关系到电站现值的高低。
（3）衰减率与寿命，这是电站后续发电量的重要保证，之所以选择已建成一年以上的电站，除了看第一年的发电量，另一个重要的因素是看电站的衰减率。同时，为规避后续的不确定因素，在证券化过程中，笔者认为可参照国外电站得20年设计寿命，同时，计入证券周期的电站寿命以15年为宜，预留3-5年以用来风险防范。
（4）元器件质量和品牌。坦率的讲，针对已经建成的电站，元器件的质量很难单一测定。在现有条件下，可操作的方法是在发电量的基础上，选择品牌相对比较过硬的元器件，其风险相对较低，后续的维护、维修成本也较低。
（5）现有的维护水平。与前三者的水平高低与售价成正向相关相反，现有维护水平的高低与售价成反向相关。在我们收购的是新建一年到两年的电站这一基础上，原有电站持有者对电站的维护水平越低，就意味着接手后，经过适当的梳理，电站后续发电量的潜力越大。其中最典型的是组件面板的清洗频率和组件面板的清洁程度，清洁度越差的组件，其发电效率越低，反之亦然。
（6）他因素，如当地政治环境等。
2、主要因素对电站现值的影响效果
（1）销售收入的影响
以设定8.54%的内部收益率，销售收入的15%为电站运行成本，每年固定衰减1%为例，10MW电站的现值影响曲线如图（1），从下图可以看出，销售收入对电站现值的影响呈标准的线性关系。其对应的详细数据如下表1：
同时，通过上表我们可以发现，在8.54%的收益率要求下，年发电量在1500万千瓦时，售电单价为1元/千瓦时的标准条件下，其电站的现值为10000万元。
（2）衰减率的影响在未来电站的销售收入中，另一个不可忽视的影响因素是衰减率。从源头上讲，衰减率由组件效率和各电气件转换效率的降低引起，其内部组成因素很多，无法一一单独测定。仍以上述假定电站为例，其影响效果如下（图2），从下图可看出，衰减率对电站现值的影响也基本呈现出线性关系。
其对应的详细数据如下表2：
通过分析上述数据，我们可以发现一个规律，在15年折旧的条件下，以0.5%为基准点，衰减率每增加0.5个百分点，电站现值较上一基准点将同比下降约3个百分点，也就是说衰减率对电站现值的影响是放大了6倍。
（3）品牌等其他因素的影响
考虑国内现有光伏品牌的成立时间都较短，目前还没有数据表明品牌对电站收入产生直接影响的数据，尚待进一步研究。笔者建议是各投资商自行把握，其原则是组件的效率转换基本上已经在衰减效率中体现，可不做下浮，电气件的影响以建设电站时的实际采购价下浮动0%-20%为宜，这主要一方面是为了挤去EPC总包商在其中的总包利润，另一方面是考虑到电气件后期的维修、更换成本。
至于维护水平和政治环境等其他因素，则其主观成分较多，无法做出统一标准的评价，在此暂不纳入定价公式，留待后续进一步研究。
3、定价基础和定价公式
（1）定义与假设：以10MW装机容量的地面电站为基准定价标准，不同电站按比例折算。参数设定如下：
E0：标准首年发电量，设定为1500万千瓦时；
E1：实际首年发电量；
P0：标准电价，设定为1元/千瓦时；
P1：实际售电单价；
α0：每年标准衰减率，设定为1%；
α1：每年实际衰减率，以最近一个季度的发电量和上一年度对应季度的发电量比较，结合天气情况作适当修正而定。也可聘请第三方独立专业机构测定现有的转换效率，结合该电站技术检测时的转换效率进行确定；
R：不同元器件品牌的下浮额度；
G：土地现价；
K：价格与标准电站的关联系数，
按本文期望的投资回报率和设定寿命，可知为10000（单位：万元）。当然针对不同的发起人，对电站的寿命和期望的投资回报率可能略有不同，则其K值也会随之上下浮动。为方便起见，本文暂按10000计算。
P：电站现值，即投资方可收购的最高单价
（2）定价公式
即最高收从购价等于价格系数、首年销售收入与标准销售收入的百分比和扣除6倍衰减率影响后的系数这三者的乘积加上现有地价再减去电气件下浮额度之后的最后结果。
前景展望
光伏电站资产证券化是光伏产业逐步走向健康良性发展的必经之路，通过证券化的运作，其低成本、操作便捷、流动性加强等优势毋庸置疑，但如何甄别优质电站、如何定价则考验着证券发起人的行业水准和职业智慧，因为这不仅需要精通资本市场的运作规律和规则，同时还得具备光伏电站的专业知识和规律，如何以相对较低的价格挑选到优质的电站将直接决定着证券的业绩。在此，笔者不妨设想，如果证券发起人以如下方式运作：
（1）发起人以10%或更多的自有资金投入电站，其他机构投资商和小众投资商投资90%及以下；
（2）发起人以投入的自有资金作为亏损质保金，对赌证券净利20%的服务佣金；
（3）发起人建立完善的、科学的实时电量监控系统，保证其他投资商能实时获取电站发电数据；
（4）发起人承诺可随时按本金+实时收益的70%赎回；
（5）预留未来售电价格上浮作为证券的未来想象空间。那么可以想象，该证券将获得大量对光伏行业是懂非懂的投资机构的青睐，随之而来的是众多中小投资者的跟随。
作为证券发起人而言，专业的证券运作和光伏电站运作的有机结合将成为其获得比现有更高投资利润率的核心竞争力。从客观上讲，专业的运作也将进一步推动国内光伏产业朝着健康、良性的方向发展。
光伏电站的现状
开发新能源是我国能源发展战略的重要组成部分，中国政府已宣布了其在哥本哈根协议下的承诺，至2020年全国单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40-45%，非化石能源占一次能源消费的比重提高至15%左右。目前，中国已跻身于世界主要的能源消费国和温室气体排放国家之列。发展光伏产业对调整能源结构、推进能源生产和消费革命、促进生态文明建设具有重要意义。
据《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》(国发〔2013〕24号):“……2013—2015年，年均新增光伏发电装机容量1000万千瓦左右，到2015年总装机容量达到3500万千瓦以上”。按照2013年平均8500元/千瓦的造价，近三年每年的项目资产规模在850亿元，截止2015年的总资产规模在3000亿元左右。因此可以说，经过近十年的摸索，国内光伏产业基本定型，即从国外市场逐步转变为国内、国外市场并行的市场格局，并逐步向国内市场倾斜。在众多光伏电站的应用中，以大型地面电站和屋顶电站为主要的应用形式。两者相同的地方是均以多晶或单晶硅片作为发电的核心元件，配套有逆变器、汇流箱、变压器等电气设备。从经营管理角度来讲，两者又具有较多的不同之处，主要有：
1、造价的不同。一般来讲，地面电站由于需要较高的支架、较远距离的电力接入和较偏的地理位置，单位造价比屋顶电站高出20%-30%，即1500-2000元/千瓦。
2、电价和补贴方式的不同。目前现有的电站来看，地面电站以20年确定不变的度电补贴，但不享受建设期补贴为主，如西部地区的1元/千瓦时；屋顶电站以屋顶业主（电力消费用户）现有的电价为基准下调10%-15%，但可享受不同额度的建设期补贴（即金太阳项目）。从总体来看，近几年金太阳项目账面上的投资收益率要明显高于地面电站。不过随着金太阳项目的取消，以后建成的屋顶电站也将以分布式，即享受度电补贴为主。
3、收费风险的不同。地面电站的电力销售对象是当地电力公司，属于信用较好的客户，且可认定为在未来20年的电站生存周期中不会出现倒闭等极端情况，收费风险基本可控。而屋顶电站的电力销售对象是屋顶业主，其信用参差不齐，且用户企业自身的生命周期也存在较大的不确定因素，其风险相对地面电站而言较高，对投资商而言则意味着需要为此付出相对较高的风险控制成本。
光伏电站的瓶颈
就世界范围而言，光伏发电技术并不是一项新的技术，上一阶段之所以发展缓慢，核心问题在于其经济效益较差。而近几年国内市场发展迅猛，最主要的原是国家政策的支持，大幅度的改善了其各项经济指标。综合归纳，光伏电站的发展瓶颈主要有以下几个方面。
1、经济指标较差
不同于其他项目，光伏电站的特点是投入大、流动性差、回报率低、稳定性貌似较好。按照8500元/千瓦的造价，10MW的电站投入约为8500万元，与此对应的是，该电站（东部地区）的首年发电量在1000万千瓦时，电价0.7元/千瓦时，折合人民币700万元。同时考虑到每年1%的衰减率，即使不算资金成本，投资回收期也将达到14年，按20年的寿命计算，其内部收益率仅有4.37%。若考虑6.5%的银行基准利率、运行维护成本和税负成本，则更是惨不忍睹。上述数据，可清晰的表述了其投入大、流动性差和回报率低三个特点。从理论上说，光伏电站的稳定性应该是非常好的，因为任何地方每年的气候是不会出现大幅度变化的。但其不确定因素在于电站元器件，尤其是光伏组件的质量和寿命。从国内的产品来讲，各个厂家都宣称自己的组件寿命为25年，但据笔者了解，国内所有的组件生产商的生产历史还没超过20年的。纵使国外已经有运营超过20年仍然正常的光伏电站，但在国内光伏生产企业的价格战血拼到成本线以下，这中间的偷工减料对光伏组件的质量和寿命造成的影响，我们目前尚不得而知。因此，笔者认为，其稳定性只能说貌似较好，而无法确定为较好。不过这类风险属于可控范围，通过对众多元器件品牌的深度绑定，尤其是身为上市公司的元器件提供商的绑定，同时适当降低证券化年限，即可基本转移该风险。
可以说，近几年国内光伏产业的快速发展，真正依靠的其实是政府的行政力量，而不是纯粹的市场力量。当然，也正因为是政府行政力量的介入，结合证券市场的特性，使得光伏资产证券化有了很好的契机，这是后话。
2、西部地面电站的上网电量保证和东部屋顶电站的收费风险
在国内，光伏电站有一个很有意思的现象，发电效率高的地方不缺电，且送不出来；缺电的地方光照条件不好，发电效率不高，且收费风险较大。在我国西部地区，如新疆、甘肃等地，光照条件非常好，其发电量是我国东部地区的1.5倍以上，首年每瓦发电量在1.5千瓦时以上，但这些地方恰恰是我国经济最不发达的地区，其一本身的用电量就很有限，其二这些地区的煤炭等矿产资源丰富，电价非常低廉。这就是说，在这些地方建立的地面电站，必须依靠电力公司的力量往外送出去才有意义。而电力公司，在其中是没有盈利的，这就造成了这些电站并网接入困难，即使同意并网也不能100%上网，一般只上总发电量的70%等现象。简而言之，针对西部地面电站而言，其特点表现为，前期接入难，但后期收费风险低。
在我国东部地区，如浙江、江苏等地，用电缺口大，当地电力公司操作相对比较规范，比较容易接入，但光照条件较差，首年每瓦发电量仅仅1千瓦时左右。这些地区的优势是用户电价相对较高，企业可接受的电价普遍在0.7元/千瓦时以上，采用金太阳或今后0.42+X元/千瓦时的国家+地方补贴政策，应能取得较好的账面收益率。但存在较高的收费风险和及其对应的风险控制成本。（注：X指的是各个地方不同的地方补贴政策，从0.1到0.25不等。）
因为上述瓶颈的存在，光伏电站的发展受到很大的制约，其主要表现为融资难、融资成本高、融资主要依靠企业自身资信等。
电站资产证券化的优势
国外光伏电站的资产证券化已经是比较成熟的商业模式，这对光伏电站的良性发展起到了很好的推进作用。归纳起来，其资产证券化主要有信贷资产证券化、实体资产证券化两种，这为我们提供了一个很好的借鉴蓝本。
国内也在积极推进光伏资产证券化的进程。2013年3月，证监会发布的《证券公司资产证券化业务管理规定(征求意见稿)》明确了可以证券化的基础资产具体形态。2013年4月19日，国家发改委日前下发《关于进一步改进企业债券发行审核工作的通知》（下称《通知》），将对企业债发行申请，按照“加快和简化审核类”、“从严审核类”以及“适当控制规模和节奏类”三种情况进行分类管理，其中国家重点支持范围和信用好的发债申请将列入加快和简化审核。《通知》明确指出，太阳能光伏和风电应用项目作为调结构类项目将被重点支持。这无疑为国内光伏应用市场的大规模开启带来了契机，增加了政策砝码。
在此背景下，通过光伏电站资产证券化的运作，可将光伏电站的上述特点将在某种程度上从劣势变成优势，同时证券化的运作又弥补了现存的主要缺陷，具体表现如下：
1、初期投资大、投资回收期长，但收益相对稳定，这些特点非常适合作为证券化 的标的资产。这也为机构投资者提供了类固定收益类投资品种，拓宽投资领域，提高投资收益率并分散了投资风险
2、厌恶风险，追求高收益的天然投资特性，决定了该证券的广大需求基础。前文所述的稳定性中的不确定因素，我们可以通过专业的甄选标准和定价模型加以规避，同时通过对电站的专业管理和市场运作，可使得投资商获得更高的回报。从实际操作层面来讲，只需证券发起人对电站稍加改造，那么已建成电站的收益会实时反应到投资商眼前，理论上可精确到每秒，表现方式直白明了，这将进一步激发投资商的投资愿望。
3、较低的融资成本。较强的稳定性决定了较低的收益率，在证券设计上，只需设计到介于银行存贷款利率之间的收益率即可带来大量的投资者，这将实实在在降低光伏电站的融资成本。
4、操作简便，期限灵活。电站证券化的操作从项目设计、申报材料制作、审批、发行直到运行，相比企业债和短期融资券简便的多；同时融资期限根据证券化资产及其收益状况、融资方意愿等因素而定，可做半年到十五年不等。
电站的甄选标准
作为证券发起人，如何挑选合适的电站、如何合理定价，是电站资产证券化运作成败的基础和核心。
1、已建电站和未建电站的选择
众所周知，电站从规划到建成，中间会遇到很多的不确定因素，如屋顶质量、电价、设备质量、运营维护质量、客户关系维护等等。从风险最小化角度考虑，在证券化前期起步过程中，选择已经建成的、且经过1-2年运营的电站比较合适。这一类电站的不确定因素最少，电价确定、发电量确定、未来的发电量可预估、收费对象确定、电站寿命可预估、电站质量可评估，这是后期电站定价的基准。当然，针对个别特别优质的未建电站，证券发起人可以通过定制方式预购，即在EPC总包商按证券发起人指定的品牌范围、质量要求建设电站，电站建成并通过证券发起人验收后正式收购。
2、地面电站和屋顶电站的选择
截至目前为止，国内地面电站基本上是享受度电补贴的电站，这一类电站的售电对象为电力公司，销售价格（含补贴）在0.90-1.00元/千瓦时之间。屋顶电站基本上是金太阳项目，按照“自发自用、余电上网”原则，第一售电对象为屋顶企业主，第二售电对象才是电力公司。在我国东部地区，售电价格基本上在0.70元/千瓦时左右，如果到电力公司收购,那么价格只是当地的脱硫上网电价，价格在0.40-0.50元之间，在西部地区，针对这两类客户的售电价格则更低。
从风险角度考虑，地面电站的售电对象是央企，在现有国内环境下，央企代表的是国家；屋顶电站的售电对象是各类企业，企业信用参差不齐，存在大小不等的收费风险，其中也包括企业倒闭风险。
从电站寿命角度来讲，地面电站的寿命的决定性因素是电站的元器件质量和寿命，目前比较认可的是20年的寿命；屋顶电站的寿命除了上述因素，还存在一个屋顶寿命的因素，而大部分彩钢瓦的屋顶本身设计就只有15年，换句话说，彩钢瓦屋顶的电站寿命是不可能超过15年的，一定会被迫提前拆除。
因此，选择地面电站作为优先证券化对象是比较合适的。综上两条标准，电站资产证券化的优先选择是：已经建成的、正常运营1-2年的地面电站。
定价模型
1、定价需考虑的因素
在定价过程中，我们需要考虑的因素有如下几点：
（1）土地性质，为保证电站资产的安全，在证券化前期，要求电站具有完整的土地产权是该电站是否收购的必要条件，即一票否决条件。这是因为，在国内信用体系还不完善的环境下，坐地起价是业内见怪不怪的事情。假设电站的土地是租用的，那么如果电站建成后，土地出租方违约，要求提高土地租价，这对证券发起人而言，将是不可承受的风险。
（2）发电量和售电价格，电站的实际发电量和售电价格是电站定价的基准，这两者数值的高低直接关系到电站现值的高低。
（3）衰减率与寿命，这是电站后续发电量的重要保证，之所以选择已建成一年以上的电站，除了看第一年的发电量，另一个重要的因素是看电站的衰减率。同时，为规避后续的不确定因素，在证券化过程中，笔者认为可参照国外电站得20年设计寿命，同时，计入证券周期的电站寿命以15年为宜，预留3-5年以用来风险防范。
（4）元器件质量和品牌。坦率的讲，针对已经建成的电站，元器件的质量很难单一测定。在现有条件下，可操作的方法是在发电量的基础上，选择品牌相对比较过硬的元器件，其风险相对较低，后续的维护、维修成本也较低。
（5）现有的维护水平。与前三者的水平高低与售价成正向相关相反，现有维护水平的高低与售价成反向相关。在我们收购的是新建一年到两年的电站这一基础上，原有电站持有者对电站的维护水平越低，就意味着接手后，经过适当的梳理，电站后续发电量的潜力越大。其中最典型的是组件面板的清洗频率和组件面板的清洁程度，清洁度越差的组件，其发电效率越低，反之亦然。
（6）他因素，如当地政治环境等。
2、主要因素对电站现值的影响效果
（1）销售收入的影响
以设定8.54%的内部收益率，销售收入的15%为电站运行成本，每年固定衰减1%为例，10MW电站的现值影响曲线如图（1），从下图可以看出，销售收入对电站现值的影响呈标准的线性关系。其对应的详细数据如下表1：
同时，通过上表我们可以发现，在8.54%的收益率要求下，年发电量在1500万千瓦时，售电单价为1元/千瓦时的标准条件下，其电站的现值为10000万元。
（2）衰减率的影响在未来电站的销售收入中，另一个不可忽视的影响因素是衰减率。从源头上讲，衰减率由组件效率和各电气件转换效率的降低引起，其内部组成因素很多，无法一一单独测定。仍以上述假定电站为例，其影响效果如下（图2），从下图可看出，衰减率对电站现值的影响也基本呈现出线性关系。
其对应的详细数据如下表2：
通过分析上述数据，我们可以发现一个规律，在15年折旧的条件下，以0.5%为基准点，衰减率每增加0.5个百分点，电站现值较上一基准点将同比下降约3个百分点，也就是说衰减率对电站现值的影响是放大了6倍。
（3）品牌等其他因素的影响
考虑国内现有光伏品牌的成立时间都较短，目前还没有数据表明品牌对电站收入产生直接影响的数据，尚待进一步研究。笔者建议是各投资商自行把握，其原则是组件的效率转换基本上已经在衰减效率中体现，可不做下浮，电气件的影响以建设电站时的实际采购价下浮动0%-20%为宜，这主要一方面是为了挤去EPC总包商在其中的总包利润，另一方面是考虑到电气件后期的维修、更换成本。
至于维护水平和政治环境等其他因素，则其主观成分较多，无法做出统一标准的评价，在此暂不纳入定价公式，留待后续进一步研究。
3、定价基础和定价公式
（1）定义与假设：以10MW装机容量的地面电站为基准定价标准，不同电站按比例折算。参数设定如下：
E0：标准首年发电量，设定为1500万千瓦时；
E1：实际首年发电量；
P0：标准电价，设定为1元/千瓦时；
P1：实际售电单价；
α0：每年标准衰减率，设定为1%；
α1：每年实际衰减率，以最近一个季度的发电量和上一年度对应季度的发电量比较，结合天气情况作适当修正而定。也可聘请第三方独立专业机构测定现有的转换效率，结合该电站技术检测时的转换效率进行确定；
R：不同元器件品牌的下浮额度；
G：土地现价；
K：价格与标准电站的关联系数，
按本文期望的投资回报率和设定寿命，可知为10000（单位：万元）。当然针对不同的发起人，对电站的寿命和期望的投资回报率可能略有不同，则其K值也会随之上下浮动。为方便起见，本文暂按10000计算。
P：电站现值，即投资方可收购的最高单价
（2）定价公式
即最高收从购价等于价格系数、首年销售收入与标准销售收入的百分比和扣除6倍衰减率影响后的系数这三者的乘积加上现有地价再减去电气件下浮额度之后的最后结果。
前景展望
光伏电站资产证券化是光伏产业逐步走向健康良性发展的必经之路，通过证券化的运作，其低成本、操作便捷、流动性加强等优势毋庸置疑，但如何甄别优质电站、如何定价则考验着证券发起人的行业水准和职业智慧，因为这不仅需要精通资本市场的运作规律和规则，同时还得具备光伏电站的专业知识和规律，如何以相对较低的价格挑选到优质的电站将直接决定着证券的业绩。在此，笔者不妨设想，如果证券发起人以如下方式运作：
（1）发起人以10%或更多的自有资金投入电站，其他机构投资商和小众投资商投资90%及以下；
（2）发起人以投入的自有资金作为亏损质保金，对赌证券净利20%的服务佣金；
（3）发起人建立完善的、科学的实时电量监控系统，保证其他投资商能实时获取电站发电数据；
（4）发起人承诺可随时按本金+实时收益的70%赎回；
（5）预留未来售电价格上浮作为证券的未来想象空间。那么可以想象，该证券将获得大量对光伏行业是懂非懂的投资机构的青睐，随之而来的是众多中小投资者的跟随。
作为证券发起人而言，专业的证券运作和光伏电站运作的有机结合将成为其获得比现有更高投资利润率的核心竞争力。从客观上讲，专业的运作也将进一步推动国内光伏产业朝着健康、良性的方向发展。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201507/01/74572.html
