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光伏融资难 谁之过?

导读: 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。

  编者按: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。

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