在刚过去的2013年，全球的光伏产业经历了严峻的寒冬，在内需不足和外需受欧美反倾销的双重压力下，我国的光伏企业的生存空间受到严重的压缩，纷纷面对困难。在这样的大环境下，国务院于2013年7月发表了促进光伏市场发展的征求意见稿，大幅提升我国未来几年的光伏安装目标至共35GW。在政策的刺激下，全国随即掀起一股光伏发电的热潮，大家都忙于报项目，据不完全统计，至2013年底，计划项目的规模已达120GW，是国家规划的近四倍。假如要完成这些项目，资金的需求总量将近8000亿元人民币，相当于十二五期间国家每年投入建设高铁系统的资金规模，而在法规和金融解决方案未完善的情况下，如何解决资金的瓶颈，使光伏发电可在市场化的基础上实现可持续发展，是人们共同面对的课题。在当期的情况下，银行的态度保守，一般都要求项目母公司的100%担保，这不单只增加了企业的风险——无法分割项目，同时也无法实现可持续发展，因为每家企业的资产负债表的承载能力是有限的。这使得光伏发电成为少数大企业的玩物，失去了全民参与新能源建设的社会意义。外国的经验说明，光伏市场要健康发展，必须具备以项目现金流为基础的独立融资，并与母公司实现风险的分割。这就需要政策、法规、保险和银行的配合。在本文，我们将参考我们在国外的经验，为解决我国光伏建设的融资瓶颈展开讨论。
·外国的经验与教训
过去的十年，光伏发电在全球掀起了热潮，全球超过100个国家推出了不同形式的光伏政策。有以长期固定电价为基础的补贴制度(Fit-In-Tariff)，有以再生能源券为基础的补贴制度，除此之外，有针对初装补贴的制度也有针对长期收益的制度。在计量上，有采用净电表法的制度(Net Metering)，也有采用全电表发的制度(Gross Metering)。不同的补贴制度在拉动光伏建设的过程中起到不同的作用，也产生不同的问题。我们可以由外国的实践中吸取经验教训，结合中国的实际情况，设计出适合我国的光伏应用政策和金融解决方案。
德国
德国是光伏发电的老大哥，曾高占全球市场的60%，而推动德国市场发展的法案，为光伏发电提供20年的固定补贴价格，并以全电表法(Gross Metering)量度光伏发电量，为业主提供发电收款的依据。在这个制度下，政府设立的新能源机构向系统的业主提供20年的固定收购价格，由于太阳的年日照量稳定，发电量也稳定，银行便可以以发电的预测现金流为贷款依据，做出长期融资安排。在解决了融资瓶颈后，德国的光伏市场规模跃居全球首位。在德国的补贴运作中，补贴的费用会平摊到每一度电中，由国民负担。因此，当安装量大幅上升后，电费中的新能源补贴征费便大幅增加，使得没有安装光伏发电系统的人们不单只享受不了补助，还要承担更大的电费压力，造成社会的矛盾。德国光伏政策的原本设计动机是为业主提供略高于国债收益的投资机会。但市场真正的起步是当项目的内部收益率达到6%以上时。2009-2012年间的光伏组件和系统价格急跌，在补贴电价未能及时调整的情形下，造成投资的内部收益率一度上升至13%，引来市场的井喷式增长。这种市场的无序增长所造成的供求失衡，促成中国光伏产业的大量扩产，间接引发2012-2013年的光伏寒冬。德国的经验告诉我们，固定的电力收购价格结合20年的长期购电法案，为银行融资提供了基础条件，是可以借鉴的成功经验，但不设上限的安装量和由政府制定价格的滞后性，使得市场在成本快速下降时造成亢奋，使得安装量暴增，最终又因为补贴的大幅下降而冷却，造成光伏市场和产业的大波动。而超出预期的增长，也使电力消费者的补贴征费上升，造成社会矛盾。
澳大利亚
澳大利亚发展光伏的方式因省而异，可以说是大杂烩。既有类似德国的补贴电价，也有以现金或再生能源券为基础的初装补贴。政策在不断的修改，最后简化为初装时以再生能源券为基础的补贴制度。然而，初装补贴在世界许多地方的实践都证明是失败的，仅起到示范作用。由于补贴基本足以覆盖安装成本，业主对系统的质量要求不高，风险意识不足，造成许多劣质产品和系统充积市场，反而为产业发展带来负面影响。澳大利亚的初装新能源券的操作概念大致是政府向光伏系统的业主按规模一次性发出再生能源券STC，业主可通过市场将再生能源券出售并回收部分或全部的系统投资。STC的供应量由安装量决定，是纯市场行为。而STC的需求则由政府法规决定，由能源供应商等机构按一定的规则承担，每年的需求基本固定。而政府更进一步通过不同规模系统的STC数目，去引导市场安装特定规模的光伏系统。例如，澳大利亚的主流市场曾被1.5KW的小型系统占据，而政策的目标是光伏发电以满足居民日间的用电为目标，不对电网造成输出的压力。然而，澳大利亚的这种创新也造成市场的大波动，在STC‘供应市场制’但‘需求计划制’的情形下，STC的价格出现大幅度的波动，一度由法律上限的65澳元下跌到15澳元，使依靠STC作为收入的安装公司大量倒闭，也使市场由亢奋变为沉寂。而STC的大幅波动，也不能作为安装公司融资的依据，投资者也无法做出计划。澳大利亚的经验说明，不管以现金或能源券作为出装补贴，都不利于建立高质量的发电系统。而以‘需求计划制’结合‘供应市场制’的STC政策，被证明是不可行的。大幅波动的价格及价格的不确定性使澳洲的银行拒绝参与到光伏应用中，造成资金的异常紧张。澳洲的安装商主要依靠中国企业提供的贸易融资进行安装，并换取STC及出售STC去支付账款。STC价格的大波动使得澳洲的安装商无法向中国企业支付账款，最终导致中信保为澳洲的光伏建设付账，为我国带来损失。
除了澳大利亚，罗马尼亚也是采用新能源券的国家，只是它的新能源券是和发电量挂钩而非初装量，但一样是失败的。银行欠缺了可计算的稳定现金流作为融资依据，拒绝为光伏项目提供长期贷款。没有了稳定的现金流保障，自然会推高风险，使投资者要求更高的回报，不利于光伏发电走向平价并网。
印度
印度可能是光伏发电成本最低的国家，除了印度人聪明能干外，和当地的光伏政策有很大关系。印度主要发展大的光伏电站，而政府采用配额制，并以电价投标的方式去竞争，中标者获得政府提供的的长期购电合同，并以此结合项目保险作为融资的依据。在这样的制度下，电站投资者变得对价格十分敏感，会想尽办法去降低单位投资，使电力成本得以降低而取得合同。由于投资者依靠长期的发电收入去归还银行贷款，因此，对投资的成本和质量均有严格要求。同时也十分注意风险，因此，一般电站都有购买全风险的保险，以便发电量低于预期时可以索赔。在成本的压力和保险的保护下，印度也是一个用于使用新技术的国家，有大量的薄膜光伏电站在印度兴建。在投标政策的带动下，印度电站的每瓦投资已低于1美元。印度的经验说明，以投标电价为基础的制度，有利于光伏发电成本的下降和新技术的引入，是一个很好的参照物。
泰国
泰国采用的是购电合同的制度。政府的政策交由电网公司执行，购电合同包括基础电价和补贴电价两部分。而购电合同就成为银行融资的依据。由于合同电价回报高，吸引了大量投资者去申请购电合同，同时出现了购电合同的炒卖市场，合同价格一度高达项目总投资的35%。这并不利于社会资源的合理利用。在世界其他地区，购电合同的开发成本一般只占总投资的5-10%。泰国用电网购电合同的方式成功启动了银行为光伏项目提供独立的融资。而泰国也是全球第一个以基建基金方式将光伏电站证券化的国家，吸引市场游资投向光伏项目。在金融工具的支持下，泰国投资者正走出国门，到国外寻求光伏投资的机会。
美国
美国并没有一套全国性的光伏补贴政策，对于电费高的州份和实施阶梯电价的地区，光伏发电已具备在市场化条件下生存的条件。而一些电费较低的州份，则采用补贴电价的方式。美国大型光伏电站的建设主要依靠企业自身资金，并将建成的电站卖给税务投资者。所谓税务投资即是根据法律将税款转作投资的行为。美国政府于金融海啸后以ITC(Investment Tax Credit)的方式鼓励企业投资新能源。著名的投资者巴菲特于2012年便向第一太阳能收购光伏发电项目，巴菲特的名言是“光伏发电不能令你致富，但能令你保持富有。”
·光伏发电的计量方式对融资的影响
光伏发电的计量方法主要分两种。一种是德国采用的Gross Metering全电表法，另一种是美国、荷兰等国采用的Net Metering净电表法。不同的计量方法的目标是要配合政策制定者不同的政策目标。
在这种方式下，光伏系统的发电量用一个电表完全记录，而用户及控制系统的用电则用另一个电表计算。由于光伏发电的价格高于网电的卖价，因此，这种计量方法可以为光伏的投资者提供最大的得益，也便于银行计算系统的发电收益从而提供融资。因为系统的输出不受用户的电力消耗影响，适合以发电卖电为政策出发点的光伏政策。 在这种方式下，光伏所发电力和用户的用电量由同一个电表计算。电表只记录发电量和用户耗电量之差作为结算的基础。而根据不同的政策，光伏系统多发的电，可转换成电票，保存1-3年结算。这种方式使日间卖电、晚间买电，夏天卖电、冬天买电的模式得以存在，为用户提供了节省电费的方法。但这种方法没有可计算出的现金流，因此银行无法提供以现金流收益为基础的融资。只能提供以信用或资产担保为基础的融资。这种方式适合以自发自用为政策出发点的光伏政策。
对比发电卖电获取补贴电价的光伏政策和自发自用的光伏政策，后者更公平和没有穷人补贴富人的道德风险，但只能针对一般的家庭业主，不利于商业屋面的光伏项目融资。
要全面解决光伏发电的金融问题，必须由政策、法规、保险和计量技术四方面入手，全面降低融资的风险至银行可接受的程度。除此之外，政策的制定必须考虑运作成本。德国以法案方式提供20年的固定补贴电价大大减低了行政成本，而澳洲以法案的方式去发STC也使行政简单。假如连小系统都要和电网公司签购电合同，在行政上就太复杂了。因此，法律的框架有助于节省光伏发电申请的行政成本，为降低光伏发电成本提供便利。在业权清晰的地面电站上，我国的业权保障和土地使用等都有完善的法规。但在屋面方面就欠缺相关的配套法律，使投资者利益得不到保障。参考外国的经验，我国需制定法规，将屋面的业权和房屋分开，保障在屋面上安装光伏系统投资者的财产安全，使分散式的光伏发电不单只满足自发自用市场，也满足专业光伏发电投资公司的需求。有效地分割业权，将有利于完整的项目产权，这对银行融资十分重要。清晰完整的独立屋面产权和补贴电价执行的法规是分散式发电的基础建设。有效的行政法规将可大大降低光伏建设的行政成本。
光伏政策的制定必须考虑社会资源的有效使用，同时也要考虑融资的可行性和对技术进步/成本下降的拉动。此外，就是要让全民有参与的机会，而不是只沦为大企业的玩物。就我国而言，高日照地区和高能源需求地区不重叠，高日照地区集中在西部和内蒙，而高能源需求的地区则集中在东部和沿海地区，而电力价格也因地而异，这为制定一套单一的全国性政策造成困难。吸取外国的经验教训，我国的光伏政策应包括下列原素：1、总量政府定;2、当期价格由市场投标的中位数制定并按日照地区的分类分开投标;3、应同时允许自发自用和发电卖电模式的存在，因此，电表设计要满足净电表法和全电表法的计量方式;4、小系统采用法案的方式去保障长期收益和节省行政成本，以20年的固定价格作保障，大型电站则以国家统筹的购电合同作保障;5、投标成功者需缴付每瓦若干量的新能源保险基金，帮助我国建立类似德国ERGO的全风险光伏发电保险，增加资本的信心。在以上的构想下，用投标的方式并引用统计学方法去制定当期的20年固定电价有助于促进光伏成本和技术的进步，用兼容净电表法和全电表法的计量系统有助于投资者根据自身需求选择做电力消费者还是生产者，促进新能源经济的发展。而政府控制总量则有助于防止市场的过冷过热引发产业的波动，有利于可持续发展;采用法案的方式去固定规则，可减少小系统的投资者花费巨大成本于购电合同的制定上;不同日照量地区分开投标也更有利于合理回报的制定。而生产端全风险保险的引入，使投资者只需承担项目销售端也就是购电方的信用风险，假如购电方为电网并由国家担保，那么实际上销售端的风险就降低为国家风险了。因此，在生产端风险有保险公司全覆盖下，银行对于有购电合同保障的光伏电站和有购电法案保障的分散式小系统的看法将是“有可预测和可依靠的现金流项目”，项目融资的大门便会打开。而退休基金，社保基金等追求高稳定性和低收益的资金也可投入光伏建设，使光伏应用面对的金融瓶颈得以打开。我期待我国的光伏应用可在全民参与下快速发展，为国家节能减排的事业作出贡献。
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