中國儲能網訊：本文從光伏電站的現狀、發(fā)展瓶頸、電站資產證券化的優(yōu)勢等三個方面闡述了電站證券化的必要性和可行性，結合筆者多年的研究和分析，提出電站資產證券化時應具備的必要條件，即電站的甄選標準，概括而言，在目前情況下，符合證券化的國內電站應是已經建成1-2年之間的正常運行的地面電站。在此基礎上，本文最終提出了電站證券化的定價模型和定價公式，并詳細闡述了中間的演變過程和各定價因素之間的關聯(lián)關系及關聯(lián)系數。
光伏電站的現狀
開發(fā)新能源是我國能源發(fā)展戰(zhàn)略的重要組成部分，中國政府已宣布了其在哥本哈根協(xié)議下的承諾，至2020年全國單位國內生產總值二氧化碳排放比2005年下降40-45%，非化石能源占一次能源消費的比重提高至15%左右。目前，中國已躋身于世界主要的能源消費國和溫室氣體排放國家之列。發(fā)展光伏產業(yè)對調整能源結構、推進能源生產和消費革命、促進生態(tài)文明建設具有重要意義。
據《國務院關于促進光伏產業(yè)健康發(fā)展的若干意見》(國發(fā)〔2013〕24號):“……2013—2015年，年均新增光伏發(fā)電裝機容量1000萬千瓦左右，到2015年總裝機容量達到3500萬千瓦以上”。按照2013年平均8500元/千瓦的造價，近三年每年的項目資產規(guī)模在850億元，截止2015年的總資產規(guī)模在3000億元左右。因此可以說，經過近十年的摸索，國內光伏產業(yè)基本定型，即從國外市場逐步轉變?yōu)閲鴥?、國外市場并行的市場格局，并逐步向國內市場傾斜。在眾多光伏電站的應用中，以大型地面電站和屋頂電站為主要的應用形式。兩者相同的地方是均以多晶或單晶硅片作為發(fā)電的核心元件，配套有逆變器、匯流箱、變壓器等電氣設備。從經營管理角度來講，兩者又具有較多的不同之處，主要有：
1、造價的不同。一般來講，地面電站由于需要較高的支架、較遠距離的電力接入和較偏的地理位置，單位造價比屋頂電站高出20%-30%，即1500-2000元/千瓦。
2、電價和補貼方式的不同。目前現有的電站來看，地面電站以20年確定不變的度電補貼，但不享受建設期補貼為主，如西部地區(qū)的1元/千瓦時；屋頂電站以屋頂業(yè)主（電力消費用戶）現有的電價為基準下調10%-15%，但可享受不同額度的建設期補貼（即金太陽項目）。從總體來看，近幾年金太陽項目賬面上的投資收益率要明顯高于地面電站。不過隨著金太陽項目的取消，以后建成的屋頂電站也將以分布式，即享受度電補貼為主。
3、收費風險的不同。地面電站的電力銷售對象是當地電力公司，屬于信用較好的客戶，且可認定為在未來20年的電站生存周期中不會出現倒閉等極端情況，收費風險基本可控。而屋頂電站的電力銷售對象是屋頂業(yè)主，其信用參差不齊，且用戶企業(yè)自身的生命周期也存在較大的不確定因素，其風險相對地面電站而言較高，對投資商而言則意味著需要為此付出相對較高的風險控制成本。
光伏電站的瓶頸
就世界范圍而言，光伏發(fā)電技術并不是一項新的技術，上一階段之所以發(fā)展緩慢，核心問題在于其經濟效益較差。而近幾年國內市場發(fā)展迅猛，最主要的原是國家政策的支持，大幅度的改善了其各項經濟指標。綜合歸納，光伏電站的發(fā)展瓶頸主要有以下幾個方面。
1、經濟指標較差
不同于其他項目，光伏電站的特點是投入大、流動性差、回報率低、穩(wěn)定性貌似較好。按照8500元/千瓦的造價，10MW的電站投入約為8500萬元，與此對應的是，該電站（東部地區(qū)）的首年發(fā)電量在1000萬千瓦時，電價0.7元/千瓦時，折合人民幣700萬元。同時考慮到每年1%的衰減率，即使不算資金成本，投資回收期也將達到14年，按20年的壽命計算，其內部收益率僅有4.37%。若考慮6.5%的銀行基準利率、運行維護成本和稅負成本，則更是慘不忍睹。上述數據，可清晰的表述了其投入大、流動性差和回報率低三個特點。從理論上說，光伏電站的穩(wěn)定性應該是非常好的，因為任何地方每年的氣候是不會出現大幅度變化的。但其不確定因素在于電站元器件，尤其是光伏組件的質量和壽命。從國內的產品來講，各個廠家都宣稱自己的組件壽命為25年，但據筆者了解，國內所有的組件生產商的生產歷史還沒超過20年的。縱使國外已經有運營超過20年仍然正常的光伏電站，但在國內光伏生產企業(yè)的價格戰(zhàn)血拼到成本線以下，這中間的偷工減料對光伏組件的質量和壽命造成的影響，我們目前尚不得而知。因此，筆者認為，其穩(wěn)定性只能說貌似較好，而無法確定為較好。不過這類風險屬于可控范圍，通過對眾多元器件品牌的深度綁定，尤其是身為上市公司的元器件提供商的綁定，同時適當降低證券化年限，即可基本轉移該風險。
可以說，近幾年國內光伏產業(yè)的快速發(fā)展，真正依靠的其實是政府的行政力量，而不是純粹的市場力量。當然，也正因為是政府行政力量的介入，結合證券市場的特性，使得光伏資產證券化有了很好的契機，這是后話。
2、西部地面電站的上網電量保證和東部屋頂電站的收費風險
在國內，光伏電站有一個很有意思的現象，發(fā)電效率高的地方不缺電，且送不出來；缺電的地方光照條件不好，發(fā)電效率不高，且收費風險較大。在我國西部地區(qū)，如新疆、甘肅等地，光照條件非常好，其發(fā)電量是我國東部地區(qū)的1.5倍以上，首年每瓦發(fā)電量在1.5千瓦時以上，但這些地方恰恰是我國經濟最不發(fā)達的地區(qū)，其一本身的用電量就很有限，其二這些地區(qū)的煤炭等礦產資源豐富，電價非常低廉。這就是說，在這些地方建立的地面電站，必須依靠電力公司的力量往外送出去才有意義。而電力公司，在其中是沒有盈利的，這就造成了這些電站并網接入困難，即使同意并網也不能100%上網，一般只上總發(fā)電量的70%等現象。簡而言之，針對西部地面電站而言，其特點表現為，前期接入難，但后期收費風險低。
在我國東部地區(qū)，如浙江、江蘇等地，用電缺口大，當地電力公司操作相對比較規(guī)范，比較容易接入，但光照條件較差，首年每瓦發(fā)電量僅僅1千瓦時左右。這些地區(qū)的優(yōu)勢是用戶電價相對較高，企業(yè)可接受的電價普遍在0.7元/千瓦時以上，采用金太陽或今后0.42+X元/千瓦時的國家+地方補貼政策，應能取得較好的賬面收益率。但存在較高的收費風險和及其對應的風險控制成本。（注：X指的是各個地方不同的地方補貼政策，從0.1到0.25不等。）
因為上述瓶頸的存在，光伏電站的發(fā)展受到很大的制約，其主要表現為融資難、融資成本高、融資主要依靠企業(yè)自身資信等。
電站資產證券化的優(yōu)勢
國外光伏電站的資產證券化已經是比較成熟的商業(yè)模式，這對光伏電站的良性發(fā)展起到了很好的推進作用。歸納起來，其資產證券化主要有信貸資產證券化、實體資產證券化兩種，這為我們提供了一個很好的借鑒藍本。
國內也在積極推進光伏資產證券化的進程。2013年3月，證監(jiān)會發(fā)布的《證券公司資產證券化業(yè)務管理規(guī)定(征求意見稿)》明確了可以證券化的基礎資產具體形態(tài)。2013年4月19日，國家發(fā)改委日前下發(fā)《關于進一步改進企業(yè)債券發(fā)行審核工作的通知》（下稱《通知》），將對企業(yè)債發(fā)行申請，按照“加快和簡化審核類”、“從嚴審核類”以及“適當控制規(guī)模和節(jié)奏類”三種情況進行分類管理，其中國家重點支持范圍和信用好的發(fā)債申請將列入加快和簡化審核?！锻ㄖ访鞔_指出，太陽能光伏和風電應用項目作為調結構類項目將被重點支持。這無疑為國內光伏應用市場的大規(guī)模開啟帶來了契機，增加了政策砝碼。
在此背景下，通過光伏電站資產證券化的運作，可將光伏電站的上述特點將在某種程度上從劣勢變成優(yōu)勢，同時證券化的運作又彌補了現存的主要缺陷，具體表現如下：
1、初期投資大、投資回收期長，但收益相對穩(wěn)定，這些特點非常適合作為證券化 的標的資產。這也為機構投資者提供了類固定收益類投資品種，拓寬投資領域，提高投資收益率并分散了投資風險
2、厭惡風險，追求高收益的天然投資特性，決定了該證券的廣大需求基礎。前文所述的穩(wěn)定性中的不確定因素，我們可以通過專業(yè)的甄選標準和定價模型加以規(guī)避，同時通過對電站的專業(yè)管理和市場運作，可使得投資商獲得更高的回報。從實際操作層面來講，只需證券發(fā)起人對電站稍加改造，那么已建成電站的收益會實時反應到投資商眼前，理論上可精確到每秒，表現方式直白明了，這將進一步激發(fā)投資商的投資愿望。
3、較低的融資成本。較強的穩(wěn)定性決定了較低的收益率，在證券設計上，只需設計到介于銀行存貸款利率之間的收益率即可帶來大量的投資者，這將實實在在降低光伏電站的融資成本。
4、操作簡便，期限靈活。電站證券化的操作從項目設計、申報材料制作、審批、發(fā)行直到運行，相比企業(yè)債和短期融資券簡便的多；同時融資期限根據證券化資產及其收益狀況、融資方意愿等因素而定，可做半年到十五年不等。
電站的甄選標準
作為證券發(fā)起人，如何挑選合適的電站、如何合理定價，是電站資產證券化運作成敗的基礎和核心。
1、已建電站和未建電站的選擇
眾所周知，電站從規(guī)劃到建成，中間會遇到很多的不確定因素，如屋頂質量、電價、設備質量、運營維護質量、客戶關系維護等等。從風險最小化角度考慮，在證券化前期起步過程中，選擇已經建成的、且經過1-2年運營的電站比較合適。這一類電站的不確定因素最少，電價確定、發(fā)電量確定、未來的發(fā)電量可預估、收費對象確定、電站壽命可預估、電站質量可評估，這是后期電站定價的基準。當然，針對個別特別優(yōu)質的未建電站，證券發(fā)起人可以通過定制方式預購，即在EPC總包商按證券發(fā)起人指定的品牌范圍、質量要求建設電站，電站建成并通過證券發(fā)起人驗收后正式收購。
2、地面電站和屋頂電站的選擇
截至目前為止，國內地面電站基本上是享受度電補貼的電站，這一類電站的售電對象為電力公司，銷售價格（含補貼）在0.90-1.00元/千瓦時之間。屋頂電站基本上是金太陽項目，按照“自發(fā)自用、余電上網”原則，第一售電對象為屋頂企業(yè)主，第二售電對象才是電力公司。在我國東部地區(qū)，售電價格基本上在0.70元/千瓦時左右，如果到電力公司收購,那么價格只是當地的脫硫上網電價，價格在0.40-0.50元之間，在西部地區(qū)，針對這兩類客戶的售電價格則更低。
從風險角度考慮，地面電站的售電對象是央企，在現有國內環(huán)境下，央企代表的是國家；屋頂電站的售電對象是各類企業(yè)，企業(yè)信用參差不齊，存在大小不等的收費風險，其中也包括企業(yè)倒閉風險。
從電站壽命角度來講，地面電站的壽命的決定性因素是電站的元器件質量和壽命，目前比較認可的是20年的壽命；屋頂電站的壽命除了上述因素，還存在一個屋頂壽命的因素，而大部分彩鋼瓦的屋頂本身設計就只有15年，換句話說，彩鋼瓦屋頂的電站壽命是不可能超過15年的，一定會被迫提前拆除。
因此，選擇地面電站作為優(yōu)先證券化對象是比較合適的。綜上兩條標準，電站資產證券化的優(yōu)先選擇是：已經建成的、正常運營1-2年的地面電站。
定價模型
1、定價需考慮的因素
在定價過程中，我們需要考慮的因素有如下幾點：
（1）土地性質，為保證電站資產的安全，在證券化前期，要求電站具有完整的土地產權是該電站是否收購的必要條件，即一票否決條件。這是因為，在國內信用體系還不完善的環(huán)境下，坐地起價是業(yè)內見怪不怪的事情。假設電站的土地是租用的，那么如果電站建成后，土地出租方違約，要求提高土地租價，這對證券發(fā)起人而言，將是不可承受的風險。
（2）發(fā)電量和售電價格，電站的實際發(fā)電量和售電價格是電站定價的基準，這兩者數值的高低直接關系到電站現值的高低。
（3）衰減率與壽命，這是電站后續(xù)發(fā)電量的重要保證，之所以選擇已建成一年以上的電站，除了看第一年的發(fā)電量，另一個重要的因素是看電站的衰減率。同時，為規(guī)避后續(xù)的不確定因素，在證券化過程中，筆者認為可參照國外電站得20年設計壽命，同時，計入證券周期的電站壽命以15年為宜，預留3-5年以用來風險防范。
（4）元器件質量和品牌。坦率的講，針對已經建成的電站，元器件的質量很難單一測定。在現有條件下，可操作的方法是在發(fā)電量的基礎上，選擇品牌相對比較過硬的元器件，其風險相對較低，后續(xù)的維護、維修成本也較低。
（5）現有的維護水平。與前三者的水平高低與售價成正向相關相反，現有維護水平的高低與售價成反向相關。在我們收購的是新建一年到兩年的電站這一基礎上，原有電站持有者對電站的維護水平越低，就意味著接手后，經過適當的梳理，電站后續(xù)發(fā)電量的潛力越大。其中最典型的是組件面板的清洗頻率和組件面板的清潔程度，清潔度越差的組件，其發(fā)電效率越低，反之亦然。
（6）他因素，如當地政治環(huán)境等。
2、主要因素對電站現值的影響效果
（1）銷售收入的影響
以設定8.54%的內部收益率，銷售收入的15%為電站運行成本，每年固定衰減1%為例，10MW電站的現值影響曲線如圖（1），從下圖可以看出，銷售收入對電站現值的影響呈標準的線性關系。其對應的詳細數據如下表1：
同時，通過上表我們可以發(fā)現，在8.54%的收益率要求下，年發(fā)電量在1500萬千瓦時，售電單價為1元/千瓦時的標準條件下，其電站的現值為10000萬元。
（2）衰減率的影響在未來電站的銷售收入中，另一個不可忽視的影響因素是衰減率。從源頭上講，衰減率由組件效率和各電氣件轉換效率的降低引起，其內部組成因素很多，無法一一單獨測定。仍以上述假定電站為例，其影響效果如下（圖2），從下圖可看出，衰減率對電站現值的影響也基本呈現出線性關系。
其對應的詳細數據如下表2：
通過分析上述數據，我們可以發(fā)現一個規(guī)律，在15年折舊的條件下，以0.5%為基準點，衰減率每增加0.5個百分點，電站現值較上一基準點將同比下降約3個百分點，也就是說衰減率對電站現值的影響是放大了6倍。
（3）品牌等其他因素的影響
考慮國內現有光伏品牌的成立時間都較短，目前還沒有數據表明品牌對電站收入產生直接影響的數據，尚待進一步研究。筆者建議是各投資商自行把握，其原則是組件的效率轉換基本上已經在衰減效率中體現，可不做下浮，電氣件的影響以建設電站時的實際采購價下浮動0%-20%為宜，這主要一方面是為了擠去EPC總包商在其中的總包利潤，另一方面是考慮到電氣件后期的維修、更換成本。
至于維護水平和政治環(huán)境等其他因素，則其主觀成分較多，無法做出統(tǒng)一標準的評價，在此暫不納入定價公式，留待后續(xù)進一步研究。
3、定價基礎和定價公式
（1）定義與假設：以10MW裝機容量的地面電站為基準定價標準，不同電站按比例折算。參數設定如下：
E0：標準首年發(fā)電量，設定為1500萬千瓦時；
E1：實際首年發(fā)電量；
P0：標準電價，設定為1元/千瓦時；
P1：實際售電單價；
α0：每年標準衰減率，設定為1%；
α1：每年實際衰減率，以最近一個季度的發(fā)電量和上一年度對應季度的發(fā)電量比較，結合天氣情況作適當修正而定。也可聘請第三方獨立專業(yè)機構測定現有的轉換效率，結合該電站技術檢測時的轉換效率進行確定；
R：不同元器件品牌的下浮額度；
G：土地現價；
K：價格與標準電站的關聯(lián)系數，
按本文期望的投資回報率和設定壽命，可知為10000（單位：萬元）。當然針對不同的發(fā)起人，對電站的壽命和期望的投資回報率可能略有不同，則其K值也會隨之上下浮動。為方便起見，本文暫按10000計算。
P：電站現值，即投資方可收購的最高單價
（2）定價公式
即最高收從購價等于價格系數、首年銷售收入與標準銷售收入的百分比和扣除6倍衰減率影響后的系數這三者的乘積加上現有地價再減去電氣件下浮額度之后的最后結果。
前景展望
光伏電站資產證券化是光伏產業(yè)逐步走向健康良性發(fā)展的必經之路，通過證券化的運作，其低成本、操作便捷、流動性加強等優(yōu)勢毋庸置疑，但如何甄別優(yōu)質電站、如何定價則考驗著證券發(fā)起人的行業(yè)水準和職業(yè)智慧，因為這不僅需要精通資本市場的運作規(guī)律和規(guī)則，同時還得具備光伏電站的專業(yè)知識和規(guī)律，如何以相對較低的價格挑選到優(yōu)質的電站將直接決定著證券的業(yè)績。在此，筆者不妨設想，如果證券發(fā)起人以如下方式運作：
（1）發(fā)起人以10%或更多的自有資金投入電站，其他機構投資商和小眾投資商投資90%及以下；
（2）發(fā)起人以投入的自有資金作為虧損質保金，對賭證券凈利20%的服務傭金；
（3）發(fā)起人建立完善的、科學的實時電量監(jiān)控系統(tǒng)，保證其他投資商能實時獲取電站發(fā)電數據；
（4）發(fā)起人承諾可隨時按本金+實時收益的70%贖回；
（5）預留未來售電價格上浮作為證券的未來想象空間。那么可以想象，該證券將獲得大量對光伏行業(yè)是懂非懂的投資機構的青睞，隨之而來的是眾多中小投資者的跟隨。
作為證券發(fā)起人而言，專業(yè)的證券運作和光伏電站運作的有機結合將成為其獲得比現有更高投資利潤率的核心競爭力。從客觀上講，專業(yè)的運作也將進一步推動國內光伏產業(yè)朝著健康、良性的方向發(fā)展。
