“融资难、融资贵”是制约光伏行业持续健康发展的关键问题之一。随着产能过剩和并网消纳的日趋恶化，我国光伏行业的融资短板进一步凸显：一方面，国内金融机构普遍收紧了对光伏企业的信贷融资，贷款权限均已收回到总行，对光伏项目的贷款审批也要求更多的风险抵押;另一方面，我国光伏企业的平均贷款利率已超过8%，部分企业甚至高达10%，而境外贷款利率仅为3%～5%。
资产证券化是将企业流动性较差但未来可产生稳定现金流进行集中分类重组，并转化为可出售并流通的资产证券化产品的过程。相对于其他融资方式来说，资产证券化具有融资周期较短、融资门槛和成本较低、资金使用期限较长以及可优化企业资产负债结构等优势，因此受到国内越来越多光伏企业的青睐，众多商业银行也纷纷试水光伏项目资产证券化业务。
2016年3月18日，国内首单光伏发电ABS资产证券化产品——深能南京电力光伏上网收益权ABS专项(以下简称“深能南京专项”)正式在深交所挂牌，拉开了国内光伏电站资产证券化融资的序幕。但是资产证券化是治愈光伏项目融资顽疾的良药吗?笔者将从光伏项目开展资产证券化融资的优势和劣势两个方面进行分析。
光伏项目开展资产证券化融资的流程
光伏项目开展资产证券化融资的参与主体主要包括光伏项目资产证券化原始权益人(发起人或项目投资商)、特别目的载体(以下简称“SPV”)、信用增级机构、信用评级机构、承销商、服务商、投资者七类。
核心要素主要包括三个方面：一是真实出售，原始权益人真正把基础资产(即光伏项目收益权)的收益和风险转让给SPV。基础资产的真实出售，才能实现与原始权益人的经营风险完全隔离。二是破产隔离，是对光伏项目资产证券化一种有效的内部信用增级手段。主要包括证券化资产与原始权益人破产风险的隔离，以及基础资产与SPV的破产相隔离两个方面。三是信用增级，原始权益人可以通过内部信用增级和外部信用增级两种方式，提高光伏项目资产证券化产品对投资者的吸引力从而降低融资成本。
光伏项目资产证券化融资流程如图1所示。
光伏项目开展资产证券化融资的优势
华尔街有句名言：“如果你有一个稳定的现金流，就将它证券化”。根据2014年证监会发布的《证券公司及基金管理公司子公司资产证券化业务管理规定》(以下简称《规定》)以及上海证券交易所的相关规定，作为基础资产的光伏项目收益权的证券化需要符合以下条件：符合法律法规规定，权属明确;可以产生独立、可预测的现金流;基础资产的规模、存续期限应当与资产支持证券的规模、存续期限相匹配。从这个意义上来说，持续、稳定、可预测的现金流是基础资产证券化的首要条件。
通过对光伏项目的现金流分析发现，光伏项目“貌似”具备了开展资产证券化融资的基本条件：
首先，现金流的持续性，即光伏项目运营而产生的现金流在资产证券化产品的存续期间具有可持续性。我国光伏项目的经营期限一般为25年，根据发改委能源局的相关文件，上网电价及补贴的执行期限原则上为20年，在此期间，光伏项目的发电量由电网企业全额收购。而我国发行的资产证券化产品的存续期限一般不超过10年，深能南京专项的存续期仅为5年。因此，在资产证券化产品存续期间，光伏项目运营可以产生可持续的现金流。
其次，现金流的预期稳定性，即光伏项目能在资产证券化产品存续期间产生可预见的稳定的现金流。太阳能资源条件是光伏项目投资的前提条件之一，项目原始权益人会根据项目场址附近的气象站数据、场址实测数据对太阳能资源进行评估，达到一定收益率要求后才会启动项目开发投资。而开展资产证券化的光伏项目大都已经历过一定时间的运营考验，具有较为良好的运营效果和信用记录，为电网企业和电力用户提供了清洁电力，原始权益人也通过项目投资和运营获得了稳定的收益。
最后，现金流的可预测性，即光伏项目具有相对稳定的现金流记录的历史数据。根据2015年10月底国家发改委发布的《关于完善陆上风电、光伏发电上网标杆电价政策的通知》(以下简称《通知》)，“2016年一类和二类资源区的光伏上网电价分别是0.9和0.95元/千瓦时，三类资源区2016年的电价为0.98元/千瓦时”。因此，光伏电站的收益主要取决于光伏电站的发电量，随着我国在光伏发电技术和项目运营上的日渐成熟，项目发电量在经营期内已经可以准确预测，电站的收益也能得到有效确认和保障。
光伏项目开展资产证券化融资的劣势
作为一种创新的结构化融资模式，资产证券化的风险也是客观存在的，2008年以来的金融危机就深刻暴露了其极具破坏性和危险性的一面。如果过度利用或使用不当，资产证券化有可能会转化为影响金融市场甚至整个经济体系的定时炸弹。为保障投资者的合法权益，近年来，我国政府监管部门开始通过全面的法律法规和严格的监督管理来引导资产证券化的健康发展。
严格来说，资产证券化融资的优势基于一定的经济假设和市场条件。与其他融资模式一致，资产证券化也天然带有诸如信用风险、市场风险、流动性风险、操作风险等一般风险属性，只是相对其他融资模式来说，在程度和范围上有所不同。此外，资产证券化还具有一些与证券化交易相关的独特风险属性，比如产权风险。从这个角度来看，光伏项目开展资产证券化融资其实仍存在四方面的劣势条件。
第一，现金流问题。光伏项目收益权由国家明文确保，但细究之下，仍有隐忧。一是电价下调的隐忧。根据《通知》，现行光伏项目的上网电价将在后续四年逐步下调，其中，一类和二类资源区逐年下降3分钱;三类资源区逐年下降2分钱。二是弃光限电的隐忧。受制于新能源资源重心与电力负荷中心的地域错配，以及电力体制和电网规划的现状，局部区域光伏项目的并网消纳问题短期内难有实质性改善。2015年，我国累计弃光电量为46.5亿千瓦时，弃光率达到12.6%，主要集中在西北地区，其中甘肃和新疆最为严重(如图2所示)。三是设备运行的隐忧。当前我国的光伏项目在设备生产、前期设计、运营维修方面仍存在一定缺陷，运行一段时期后设备质量和运维等问题将日益严重，导致发电效率和发电量持续下滑，项目收益低于预期，甚至出现生产运行事故。
第二，合规性问题。根据《规定》要求，光伏项目收益权应当权属清晰、边界明确，不得有任何形式的抵押和负债，不存在与他人共有、代他人持有或与他人存在权属争议的因素，也不存在流通的禁止或限制性条件。目前我国相当部分的光伏项目原始权益人为民营企业和中小企业，资金需求较为强烈。但受制于经济增速放缓、弃光限电以及企业规模等因素，这些企业面临也越来越大的融资压力。为满足项目的开发需要，原始权益人选择通过抵押担保、融资租赁、产业基金、股权众筹等方式进行前期融资，从而对项目收益权的权属造成了较大影响。
第三，融资规模问题。《规定》未对资产证券化融资规模作出明确限制，但一般来说，包括承销商、服务商在内的中介机构更倾向于运作有一定融资规模的项目，比如深能南京专项的募集资金总额就超过了10亿元。假设上网电价1元，年日照时间2000小时，按照未来5年发电收益来计算，实现单一资产证券化产品融资10亿元的目标，光伏项目规模需要达到100MW。但除五大电力为首的国有发电企业之外，现阶段国内光伏项目规模普遍偏小，大多在10MW或20MW左右。以一类资源区20MW的光伏项目为例，年发电量为3400万度，年收益仅为3060万元，难以摊薄资产证券化相对较高的融资成本。
第四，融资成本问题。资产证券化的融资成本主要包括初始成本和发行利率两部分。初始成本相对固定，发行利率因原始权益人和基础资产的不同而存在较大差异。目前银行作为原始权益人发起的信贷资产证券化产品的发行利率在4%～7%左右，而由非金融企业作为原始权益人发起的资产证券化产品的发行利率相对较高，一般为5.5%～9.5%。对于光伏行业的民营企业和中小企业来说，通过资产证券化融资的目的在于获得低成本的资金。但受项目融资规模、弃光限电等因素影响，投资人购买资产证券化产品的信心和动力不足，有可能会导致资产证券化产品融资成本(发行利率)高于银行贷款成本(贷款利率)的情况。而对于持有大量电站资产的国有企业来说，如果贷款不受资产负债率的限制，同一光伏项目的资产证券化融资规模有可能会低于银行贷款规模。
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