光伏发电资产证券化融资探究——基于投资银行业务视角

扬州市职业大学王亚

光伏发电资产证券化融资探究
——基于投资银行业务视角

扬州市职业大学王亚

本文主要从投资银行业务角度，通过剖析地面光伏电站及分布式光伏电站两个案例，结合我国现状，进行光伏发电资产证券化融资的可行性分析、优劣分析、风险分析以及具体产品设计等，探讨如何有效解决光伏发电资产证券化融资所面临的问题，并最终使发行人实现融资的目标。

企业资产证券化 光伏发电 融资 投资银行业务

一、引言

随着我国光伏装机的迅猛发展，光伏项目的融资需求日益扩张，由于融资难造成光伏建设结构性失衡已经于2014年逐步显现，光伏发电行业的健康发展有赖于突破融资渠道的限制。企业资产证券化业务是一种以专项计划为载体，以企业未来收益权或既有债权的现金流进行证券化的融资方式，在美国、日本等资本市场发达国家，企业资产证券化产品作为一种成熟的融资工具被广泛使用，而我国对资产证券化的探索及应用相对较晚。近年来，我国证监会、交易所及基金业协会陆续发布政策文件，光伏发电资产证券化有望全面铺开，成为光伏发电行业创新的融资渠道。光伏发电资产具有现金流规模及期限稳定、可预测的特点，从现金流特性角度讲是一种较为理想的证券化标的。

二、光伏发电资产现金流特性分析

企业资产证券化是指在充分评估基础资产的基础上，以分析预测基础资产所能产生的现金流规模、特性，并以预期产生的现金流为偿付支持，通过风险隔离、信用增级等措施，在此基础上发行资产支持证券的业务活动。一般流程为，受托管理人设立专项计划，原始权益人将能够产生特定现金流量的基础资产（一般为收益权）转让给专项计划，期间通过一系列的增信措施与评级工作，专项计划将对基础资产所产生现金流的收益权转变为资产支撑证券出售给投资者，从投资者处所募集的资金用以支付基础资产的转让价款，实质构成了原始权益人的融资行为。资产证券化主要取决于基础资产所创造现金流的能力，因此光伏发电资产的盈利模式与收益水平成为光伏资产证券化的核心因素。

（一）光伏发电项目盈利模式分析

（1）地面电站以全部发电量出售给电网公司获取发电收入，电网公司以光伏上网标杆电价收购电站所发电量，因此其发电收入测算公式较为简单，为光伏标杆上网电价*有效发电时间*电站规模。

（2）分布式主要采取购电协议模式，即光伏电站运营商与购电客户签订长期购电协议，将分布式发电以一定折扣全部出售给购电方（即PPW模式），若购电方无法全部消纳分布式的发电量，余电将出售给当地电网公司，电网公司按照当地脱硫脱硝标杆电价收购分布式上网余电。此外，国家财政将给予0.42元／千瓦时的分布式补贴，地方政府另行制定补贴政策。因此分布式的发电收入=有效发电时间*电站规模*0.42元／千瓦时+协议购电客户用电量*用户侧电价*（1-折扣率）+上网余电*脱硫脱硝标杆电价。

（二）影响光伏发电现金流的核心要素分析

（1）售电电价。一是地面电站上网电价。根据国家改革委《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，按照各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为三类资源区分别采用不同的上网电价（见表1）。地面电站将所有发电量按照所属资源区的上网电价，全部出售给当地电网公司，从而形成发电收入，上网电量按月与电网公司结算。

表1 地面光伏电站标杆上网电价

二是分布式光伏上网电价。分布式发电先就地消纳，一般通过PPA协议将光伏发电量以一定折扣率（一般为15%）的用户侧电价出售给协议购电客户，就地消纳不完的多余电量按当地照脱硫标杆电价（平均约0.46元/千瓦时）上网出售给当地电网公司，此外再根据地方政府的相关规定获得地方政府的补贴。

（2）年有效利用小时数。我国按照光照条件的差异划分为三类资源区，三类资源区采用差异化定价政策以实现光伏项目内部收益率等财务指标的均衡。I类资源区光照条件好，光资源非常丰富，年有效利用小时数在1500～1700小时，II类资源区光资源较为丰富，年有效利用小时数在1300～1500小时之间，III类资源区光资源相对贫瘠，年有效利用小时数在900～1300小时之间。

（3）组件光衰率。目前我国光伏组件主要是晶体硅光伏组件，这种电池存在着光衰减现象，即随着电池使用时间的延长，电池的转换效率会逐步降低，意味着在其他条件保持不变的情况下，组件的发电量将以一定的比率递减。根据我国一线厂商保利协鑫、晶科能源生产的多晶硅组件产品，组件光衰率平均假定为0.8%/年。

（三）光伏发电项目现金流测算为了便于对比，此处将分别测算位于内蒙古包头市（所属一类资源区）10MW规模的光伏电站以及位于浙江杭州（所属三类资源区）10MW分布式光伏的现金流情况及收益能力。

（1）内蒙古包头某10MW光伏电站项目现金流测算。该地面光伏电站位于内蒙古包头市，位于一类资源区，光伏电站于2015年1月正式并网发电，根据国家发改委《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，该地面电站按一类资源区0.9元/千瓦时的上网电价将发电量出售给当地电网公司。该地面电站总投资7500万元，预计运营期限为20年。表2为模型主要参数指标设定。

表2 模型主要参数指标设定

基于上述重要参数假设，根据评估模型，项目收益如表3和表4所示。由模型测算可知，位于一类资源区的包头市10MW光伏电站项目具有较为稳定且可预测的现金流入，并且项目本身具有较高的盈利能力，财务内部收益率达到13.5%，投资回收期为6.2年。

（2）浙江省杭州市10MW分布式光伏项目现金流测算。该项目位于浙江省杭州市，分布于七家厂房的屋顶。该光伏项目采用PPA模式，运营方已经与厂房业主签订购电协议，运营方将所发电量以15%的折扣率全部出售给厂房业主供车间生产使用，考虑到节假日等因素，部分无法为工厂车间就地消纳的余电将出售给当地电网公司。表5为模型主要参数指标设定。

基于上述重要参数假设，根据评估模型，项目收益如表6和表7所示。由模型测算可知，位于三类资源区杭州市的10MW光伏电站项目同样具有较为稳定且可预测的现金流入，但其盈利能力较一类资源区的光伏电站差，其财务内部收益率仅为10.3%，投资回收期为7.8年。

三、光伏发电资产证券化融资探究

（一）光伏发电资产证券化可行性分析

表3 包头市10MW地面光伏电站前10年运营期现金流预测

表4 包头市10MW地面光伏电站项目主要财务指标

表5 模型主要参数指标设定

（1）政策允许与支持。证监会发布《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》奠定了企业资产证券化全新的法规基础，2014年12月，基金业协会发布《资产支持专项计划备案管理办法》及配套规则，明确新政策下开展企业资产证券化业务采取负面清单管理及事后备案制。光伏发电是国家政策大力支持与倡导的行业，资产权属明确，具备稳定的盈利能力，不在负面清单所列情形。

（2）现金流高度可预测、分布稳定。影响光伏发电现金流的最核心的要素为电站规模、有效利用小时与售电电价。电站规模在建设时已经确定：区域的光资源条件基本保持不变，因此有效利用小时数趋于稳定；地面电站上网电价由国家发改委制定，执行20年，分布式电价补贴由财政部承诺补贴20年，上网电价与用电侧电价也在相当长的时间内保持稳定。因此，光伏发电产生的现金流稳定，且是高度可预测的。

表6 杭州市10MW分布式光伏前10年运营期现金流预测

表7 杭州市10MW分布式发电项目主要财务指标

（3）权属清晰，易于分割。光伏发电资产一般由项目公司持有，并由项目公司单独运营维护，与实体企业的关联不大，因此对项目公司旗下所有光伏发电资产打包，进行资产证券化能够较为便捷的与实际融资人隔离，并且在该权属模式下，要实现资产完全出表也更为简便。

（二）光伏发电资产证券化融资优劣势分析通过对比（见表8）可以看到，对于大型优质光伏企业而言，光伏发电资产证券化的优势主要体现在加快资金周转，改善现金流结构的财务效应上。而在融资成本、规模及期限上，由于本身大型企业凭借良好的信用，可以在资本市场上以宽厚的条件进行融资，因此资产证券化在成本、规模、期限上的优势并不明显。对于中小型光伏企业而言，光伏发电资产证券化在融资成本、规模及期限上均有较大的优势，主要是由于资产证券化能够实现基础资产和原始权益人的风险隔离，以发电项目为融资基础，因此很大程度上解决了中小企业因自身资质原因难以融资的问题。

（三）光伏发电资产证券化风险分析

（1）光伏发电资产自身风险。一是售电风险。光伏发电的现金流入依赖于出售发电量，但对于建设在西部的地面电站而言，不少地区因电力消纳问题存在“弃光限电”现象，因此所发电量无法全额出售给电网公司，从而导致实际发电收入不达预期：对于分布式而言，若没有用户愿意继续购买光伏发电，分布式所发电量只能按标杆电价出售给电网公司，而标杆电价要比用户侧电价低0.3元/千瓦时左右，从而严重影响发电收入。二是运营风险。运营存在一定的风险，如地震、火灾、电路损坏、运维人员操作失误、检修不及时等情况均会对发电造成负面影响，从而导致发电收入不达预期。三是资产贬值风险。由于光伏技术更新换代较快，晶片转化效率不断提高，使得光伏发电资产的变现价值贬值较快。如果光伏发电资产因实质性损坏无法再投入运营，则其变现价值很有可能远远不及初始投资成本，从而给投资者造成重大损失。

表8 资产证券化融资与其他融资模式优劣对比分析

（2）资产证券化的风险。一是原始权益人道德风险。原始权益人对于光伏发电资产的性能及质量的了解与外部投资者是不对称的，而光伏发电资产本身质量的检测难度较大，因此若原始权益人刻意隐瞒资产的不良属性或高估发电资产性能以图募集更多资金，会导致未来现金流收入不达预期，从而出现本息偿付危机。二是资产不出表风险。在我国目前资产证券化的实践中，绝大多数产品并未实现资产的出表，而是通过将收益权作为基础资产，形成“真实出售”。这种模式下，资产产生现金流的收益权作为基础资产被证券化打包出售，而实体资产本身仍归于原始权益人的名下，这使得原始权益人挪用资金、不按规定归集资金成为可能。三是财务风险。从国外研究情况来看，资产证券化能够有效降低光伏项目的成本，从而改善财务内部收益率。但在资产支持证券发行市场上，发行利率的定价具有不确定性，特别是受2012年、2013年中国光伏行业大萧条的影响，中国的投资机构对于光伏产业态度较为谨慎，因此可能会要求更高的利率水平，从而增加原始权益人的融资成本。

（四）资产证券化产品设计以包头市10MW地面电站与杭州10MW分布式两处发电资产收益权打包作为基础资产，进行资产证券化设计，两处发电资产的基本参数设置及现金流预测参照前文。

（1）确定资产支持证券期限。

优先劣后结构：本期资产支持证券分为优先级与劣后级，优先级由外部投资者认购，普通级由原始权益人认购，为优先级提供信用支持。优先级拟占发行总额的95%左右，劣后级拟占发行总额的5%。优先级产品利息按产品发行名义年利率计算，按季度支付。劣后级收益为当年优先级利息、本金偿付之后的现金流余额，按年分配。

优先级产品期限设计：为了将发行综合利率控制在6.8%以内，拟设计为优先级A～优先级E的1～5年期组合的资产证券化产品，各期限产品发行利率根据近期市场询价水平初步拟定如表9所示。

表9 各期限产品发行利率预测

（2）确认收益权所代表可证券化现金流规模。首先，地面电站的全部发电收入扣除各类成本费用及所得税后的净现金流用以支持资产证券化。其次，根据基金业协会《负面清单》的要求，地方财政度电补贴收入不可用于支持资产证券化，因此选择分布式售电收入与国家财政度电补贴收入之和，扣除各类成本费用及所得税后的净现金流用以支持资产证券化。ABS现金流情况如表10所示。

表10 ABS现金流情况

（3）设定偿付保障系数。偿付保障系数是指当期预期可偿付本息现金流与当期预期还本付息现金流的比值。基于对发电收入的不确定性以及其他风险的考虑，本期产品偿付保障系数设置为1.10。

（4）最优规划求解。根据不同期限优先级产品及其对应的预期利率、可用ABS现金流规模、1.10倍的偿债保障系数，本文拟对目标融资额最大化进行规划求解，并将期限精确至百万员，所得最优方案如表11-表14所示：

基于上述最优规划求解的测算，本期光伏发电资产支持证券的综合发行利率为6.79%，各期偿付保障倍数基本控制在1.10左右，募集资金总额为8100万元。

（5）财务评价。通过对比财务数据（见表15）可以发现，尽管资产证券化后使得20年期总的净现金流减少，并且投资回收期有所延长，但是资产证券化改变了现金流的整体结构，将未来预期现金流折现进行融资，并且提升了项目

表11 基于最有规划求解的本金余额测算

表12 基于最有规划求解的利息支付测算结果

表13 基于最有规划求解的现金流情况

表14 基于最优规划求解的产品期限结构

表15资产证券化前后主要财务指标对比IRR水平。

2 0年净现金流总额综合投资回收期I R R资产证券化前3 6 6 4 3 3 5 8 7 6 . 9 1 2%资产证券化后3 5 3 7 3 6 5 8 7 7 . 6 1 3 . 9 0 %

四、结论

作为一种全新的融资工具，光伏发电资产证券化的可行性和优越性已经在美国的实践经验中得到论证，尤其是在我国光伏发电产业因融资瓶颈而造成结构性失衡的背景下，其必要性进一步凸显。随着我国企业资产证券化的全面发展，相关配套法律法规呼之欲出，从而为光伏发电资产证券化融资奠定坚实的法律依据，而光伏发电资产证券化也将成为一种新型融资工具得以广泛运用，从而为我国进一步推进新能源战略，大力促进光伏产业发展产生深远的积极影响。

［1］朱伟亮：《我国光伏企业面临的困境分析及对策建议》，《财会研究》2012年第23期。

［2］马金花：《宁夏光伏产业融资问题探析》，《会计之友》2014年第29期。

（编辑朱珊珊）