2015年是中国光伏行业实现跨越式发展的一年，新增装机规模世界第一，累计装机规模也远超其他国家。但是新增光伏电站建设的繁荣背后是分布式光伏融资难的困境。本文作者惠尧从光伏从业者的角度针对2015年分布式光伏融资实际情况进行了总结与分析，一起来看新能源分析师如何看待分布式光伏融资。
光伏融资依旧艰难
尽管我国新增光伏电站建设规模屡创新高，但笔者在实际工作中却发现，其中分布式光伏实际融资情况并不乐观。这种情况其实早就存在，2014年，我国分布式和地面电站的建设目标分别为8GW和6GW，然而14年光伏装机量仅完成目标的76%，据统计14年9月前，仅1.34GW的分布式项目得以并网。今年《国家能源局关于下达2015年光伏发电建设实施反感的通知》中指出，我国今年新增光伏电站建设规模17.8GW。而据能源局统计数据，2015年上半年，光伏实际新增装机量为7.5GW，其中分布式占1GW。上半年项目总体开工率约40%，未开工项目主要受融资不到位影响。
以项目并购和新建项目融资租赁为例，在以开发建设移交（BT）为主要模式的电站项目并购模式中，电站收购方的收购意向是决定项目融资成功的关键。15年光伏电站并购市场依然以地面电站、全额上网的农业光伏为主，单个屋顶分布式因规模小、分散、难以管理等原因通常不被大多数电站收购企业青睐。
另一方面，尽管今年各大金融租赁、融资租赁企业开始逐步拓展光伏电站业务，电站融资成本、担保要求都在逐步降低，但电站项目完全凭借项目自身进行融资依然较为困难。电站融资租赁依旧需要以母公司或其他资产作为担保，以母公司信用评级来确定利率水平，市场普遍并未接受以电站项目公司作为融资主体进行信用贷款的融资形式。
究其原因，笔者认为，在BT模式下，针对成熟的电站投资者，屋顶分布式项目融资难的原因除了规模小、分散、难管理外，开发企业的商业模式也是一个重要因素。一般的电站开发商利润主要来自于路条；若可以自行垫资建设则可获得设计、施工建造阶段的利润。对于单个分布式项目，垫资与不垫资建设，建成后出售价格每瓦差异约在0.6-0.9元/W之间。
由于屋顶分布式项目规模通常不大，投资相对地面电站也较小，越来越多的投资者倾向不垫资模式，使每阶段的成本更加透明化。在分布式光伏偏买方市场的条件下，垫资建成后出售的商业模式其实并不适合。另一方面，国家电网暂停入目录前全额上网分布式项目补贴的通知也使得投资者对全额上网的屋顶分布式更加谨慎。
造成目前中国分布式光伏项目融资难的实际原因，可以归结为两方面：投资市场较小、直接需求不大。很多人认为，美国蓬勃发展的分布式光伏市场，一定会是中国市场的未来。中国市场现阶段只是缺乏适宜的商业模式。笔者认为美国分布式光伏发电市场之所以繁荣主要可归因为以下几点：相对高的电价带来的对低价电力的需求、相对市场化的电力市场（此二者属于直接需求）；ITC带来的对税务投资的需求（属于间接需求）；大量产权清晰地屋顶（必要条件）。
目前中国分布式投资市场主要来自电站开发企业、国有电力企业、能源上市公司及少部分机构投资者。根据笔者的经验，大多数光伏电力用户并不直接投资电站，而是通过合同能源管理和出租屋顶的形式参与分布式电站项目。对于非专业投资者，我国的光伏电站也不具有税务投资功能，因而大多数机构投资者实际并未像美国投资者一样被调动起来。在电力需求方面，现阶段中国电力市场来自终端用电方的直接需求并不十分强烈：随着煤炭价格下降、脱硫标杆电价下跌，终端用电户的电价随之走低，因此其采用其他手段降低电费成本的欲望并不十分强烈。
加之随着现阶段市场经济整体下行、全社会用电量下降，大多数终端用电户对低价新能源的需求实际上并不十分强烈。在分布式项目开发过程中不少终端用电方对分布式电站对其屋顶带来风险的担心反而高出其对电价折扣的兴趣。
分布式光伏融资难更深层的原因，笔者认为是来源于补贴政策下的盈利模式。从我国光伏发电补贴发放政策设计来看，补贴收益的直接获益方是电站持有方，而非用电方。在目前分布式光伏自发自用模式下，用电企业仅享受合同能源管理协议下的电费优惠，却要承担光伏电站可能带来的额外风险（主要是屋顶漏水）。另一方面，受到光伏光电转化率、用电企业屋顶面积等客观情况限制，可使用的新能源电力对于用电量大得企业是非常有限的，对于这种企业，新能源电力的需求并未完全被调动起来。
此外，受我国屋顶产权限制，大多数不具备光伏系统安装条件的社会用电方无法享受新能源电力。而在美国，针对这种情况，以REC政策为支持的SunPort为更广泛的社会用电方提供了可供选择的清洁能源电力。在我国，SPI的緑电通模式可以说是一种将可再生能源电力普惠至社会大众的尝试。根据SPI的介绍，緑电通可通过提供家庭电费折扣的方式让普通消费者参与光伏电站投资。緑电通模式能否在我国被普遍接受并形成电力消费习惯，还需要长期市场检验。
短期内要解决分布式光伏项目融资难问题，笔者认为较为直接的方式是使金融机构，如银行、融资租赁公司允许光伏电站项目公司不需要以额外的增信措施（如待融资电站资产外的抵质押、母公司担保等）申请信用贷款或融资租赁。
解决方案的可行性探讨
目前已经有一些金融机构在探讨这种融资方式的可行性。
笔者认为该模式可行性的关键在于如何进行风险分担。在当前的BT模式中，开发商、EPC企业通常只保证电站竣工验收后一年的发电量。
这种模式相当于将开发阶段、建设阶段产生的潜在风险转嫁给了电站持有方。如何在电站存续期内通过法律与金融相结合的手段，使各方利益与承担相应风险挂钩，比如在电站存续期内如何规定开发商保证电站在20年内不出现电费收缴、屋顶存续、退出合同能源管理协议或中断屋顶租赁协议等问题。通过完善合同架构及相关法律、规范，让开发商、EPC企业参与电站运维，从而不把风险全都转嫁到最终持有方上。让产业链每个环节做好相对应的工作，获得相应地利润，承担相应的风险，是使电站资产获得金融机构信用融资的前提。
长远来看，电改深入实施将为实现可再生能源电力平价化铺平道路。很多专家强调，我国新能源电力发展很大程度上受制于现行电力体制，这主要体现在倒挂的电价与受限的售电端。随着雾霾等污染问题加剧，想要从需求侧调动社会对新能源电力的需求，可以从电价方面进行调整，引入资源税，将社会成本体现在传统火力发电的电价中。
另一方面，通过电改逐步完善完整的电力交易市场，使可再生能源电力可以在电力现货及中长期市场中可以与传统电力进行充分地市场竞争。为保障可再生能源电力的市场竞争力，可再生能源电力全额保障性收购管理办法通过落实可再生能源优先发电制度，结合市场竞争机制，可以确保实现可再生能源发电全额保障性收购。
许多投资者认为2016年分布式光伏融资难情况将得到缓解，目前市场上也有越来越多的投资者有兴趣参与分布式市场。各种分布式光伏中间平台对商业模式的探索、创新也在为产业突破做出贡献。笔者期待分布式光伏商业模式在中国的春天早日到来。
光伏融资依旧艰难
尽管我国新增光伏电站建设规模屡创新高，但笔者在实际工作中却发现，其中分布式光伏实际融资情况并不乐观。这种情况其实早就存在，2014年，我国分布式和地面电站的建设目标分别为8GW和6GW，然而14年光伏装机量仅完成目标的76%，据统计14年9月前，仅1.34GW的分布式项目得以并网。今年《国家能源局关于下达2015年光伏发电建设实施反感的通知》中指出，我国今年新增光伏电站建设规模17.8GW。而据能源局统计数据，2015年上半年，光伏实际新增装机量为7.5GW，其中分布式占1GW。上半年项目总体开工率约40%，未开工项目主要受融资不到位影响。
以项目并购和新建项目融资租赁为例，在以开发建设移交（BT）为主要模式的电站项目并购模式中，电站收购方的收购意向是决定项目融资成功的关键。15年光伏电站并购市场依然以地面电站、全额上网的农业光伏为主，单个屋顶分布式因规模小、分散、难以管理等原因通常不被大多数电站收购企业青睐。
另一方面，尽管今年各大金融租赁、融资租赁企业开始逐步拓展光伏电站业务，电站融资成本、担保要求都在逐步降低，但电站项目完全凭借项目自身进行融资依然较为困难。电站融资租赁依旧需要以母公司或其他资产作为担保，以母公司信用评级来确定利率水平，市场普遍并未接受以电站项目公司作为融资主体进行信用贷款的融资形式。
究其原因，笔者认为，在BT模式下，针对成熟的电站投资者，屋顶分布式项目融资难的原因除了规模小、分散、难管理外，开发企业的商业模式也是一个重要因素。一般的电站开发商利润主要来自于路条；若可以自行垫资建设则可获得设计、施工建造阶段的利润。对于单个分布式项目，垫资与不垫资建设，建成后出售价格每瓦差异约在0.6-0.9元/W之间。
由于屋顶分布式项目规模通常不大，投资相对地面电站也较小，越来越多的投资者倾向不垫资模式，使每阶段的成本更加透明化。在分布式光伏偏买方市场的条件下，垫资建成后出售的商业模式其实并不适合。另一方面，国家电网暂停入目录前全额上网分布式项目补贴的通知也使得投资者对全额上网的屋顶分布式更加谨慎。
造成目前中国分布式光伏项目融资难的实际原因，可以归结为两方面：投资市场较小、直接需求不大。很多人认为，美国蓬勃发展的分布式光伏市场，一定会是中国市场的未来。中国市场现阶段只是缺乏适宜的商业模式。笔者认为美国分布式光伏发电市场之所以繁荣主要可归因为以下几点：相对高的电价带来的对低价电力的需求、相对市场化的电力市场（此二者属于直接需求）；ITC带来的对税务投资的需求（属于间接需求）；大量产权清晰地屋顶（必要条件）。
目前中国分布式投资市场主要来自电站开发企业、国有电力企业、能源上市公司及少部分机构投资者。根据笔者的经验，大多数光伏电力用户并不直接投资电站，而是通过合同能源管理和出租屋顶的形式参与分布式电站项目。对于非专业投资者，我国的光伏电站也不具有税务投资功能，因而大多数机构投资者实际并未像美国投资者一样被调动起来。在电力需求方面，现阶段中国电力市场来自终端用电方的直接需求并不十分强烈：随着煤炭价格下降、脱硫标杆电价下跌，终端用电户的电价随之走低，因此其采用其他手段降低电费成本的欲望并不十分强烈。
加之随着现阶段市场经济整体下行、全社会用电量下降，大多数终端用电户对低价新能源的需求实际上并不十分强烈。在分布式项目开发过程中不少终端用电方对分布式电站对其屋顶带来风险的担心反而高出其对电价折扣的兴趣。
分布式光伏融资难更深层的原因，笔者认为是来源于补贴政策下的盈利模式。从我国光伏发电补贴发放政策设计来看，补贴收益的直接获益方是电站持有方，而非用电方。在目前分布式光伏自发自用模式下，用电企业仅享受合同能源管理协议下的电费优惠，却要承担光伏电站可能带来的额外风险（主要是屋顶漏水）。另一方面，受到光伏光电转化率、用电企业屋顶面积等客观情况限制，可使用的新能源电力对于用电量大得企业是非常有限的，对于这种企业，新能源电力的需求并未完全被调动起来。
此外，受我国屋顶产权限制，大多数不具备光伏系统安装条件的社会用电方无法享受新能源电力。而在美国，针对这种情况，以REC政策为支持的SunPort为更广泛的社会用电方提供了可供选择的清洁能源电力。在我国，SPI的緑电通模式可以说是一种将可再生能源电力普惠至社会大众的尝试。根据SPI的介绍，緑电通可通过提供家庭电费折扣的方式让普通消费者参与光伏电站投资。緑电通模式能否在我国被普遍接受并形成电力消费习惯，还需要长期市场检验。
短期内要解决分布式光伏项目融资难问题，笔者认为较为直接的方式是使金融机构，如银行、融资租赁公司允许光伏电站项目公司不需要以额外的增信措施（如待融资电站资产外的抵质押、母公司担保等）申请信用贷款或融资租赁。
解决方案的可行性探讨
目前已经有一些金融机构在探讨这种融资方式的可行性。
笔者认为该模式可行性的关键在于如何进行风险分担。在当前的BT模式中，开发商、EPC企业通常只保证电站竣工验收后一年的发电量。
这种模式相当于将开发阶段、建设阶段产生的潜在风险转嫁给了电站持有方。如何在电站存续期内通过法律与金融相结合的手段，使各方利益与承担相应风险挂钩，比如在电站存续期内如何规定开发商保证电站在20年内不出现电费收缴、屋顶存续、退出合同能源管理协议或中断屋顶租赁协议等问题。通过完善合同架构及相关法律、规范，让开发商、EPC企业参与电站运维，从而不把风险全都转嫁到最终持有方上。让产业链每个环节做好相对应的工作，获得相应地利润，承担相应的风险，是使电站资产获得金融机构信用融资的前提。
长远来看，电改深入实施将为实现可再生能源电力平价化铺平道路。很多专家强调，我国新能源电力发展很大程度上受制于现行电力体制，这主要体现在倒挂的电价与受限的售电端。随着雾霾等污染问题加剧，想要从需求侧调动社会对新能源电力的需求，可以从电价方面进行调整，引入资源税，将社会成本体现在传统火力发电的电价中。
另一方面，通过电改逐步完善完整的电力交易市场，使可再生能源电力可以在电力现货及中长期市场中可以与传统电力进行充分地市场竞争。为保障可再生能源电力的市场竞争力，可再生能源电力全额保障性收购管理办法通过落实可再生能源优先发电制度，结合市场竞争机制，可以确保实现可再生能源发电全额保障性收购。
许多投资者认为2016年分布式光伏融资难情况将得到缓解，目前市场上也有越来越多的投资者有兴趣参与分布式市场。各种分布式光伏中间平台对商业模式的探索、创新也在为产业突破做出贡献。笔者期待分布式光伏商业模式在中国的春天早日到来。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201601/04/176926.html
