近年来光伏市场一片欣欣向荣，今年上半年更是达到了炽热化的程度。但其中，相比屋顶电站，由于收费风险较小且不受屋顶所有权及寿命影响，地面光伏电站不确定因素较少，故而更受资本青睐。此前，由于缺乏对光伏电站发电性能科学完整的评估体系以及环境资源与光伏运行的数据，光伏行业公认评级标准一直处于空缺。鉴衡认证中心正联手光伏电力投融资联盟制定“光伏发电站评价规范”，但目前还没有发布。光伏产业是全球性的产业，国际上相通的一些痛点可以供我们借鉴。基于此，本文根据公开资料整理了国际上知名的一些评级机构对地面光伏电站的评级体系，结合专家访谈与行业经验，针对国情对重点做了相应点评。随着近年来光伏等清洁项目得到大众更广泛的认可，投资者范围进一步扩大，越来越多的行业外投资人进入这一市场，更加催化了对于标准化评级体系的需求。对于国际市场来说，光伏电站长期运行数据的缺失与不完善同样大大影响光伏电站的评级，故相同条件下光伏电站评级一般低于其他传统供能项目，运营期的项目一般高于建设期项目。国际评级标准可将地面电站潜在风险分为四大类：建设风险、运维风险、盈利风险与财务风险。建设风险与运维风险分别针对建设期与运维期可能暴露的风险，更偏重于技术层面；盈利风险针对售电期，主要考察现金流可预见性及法律法规监管风险；财务风险覆盖项目全周期潜在财务风险因素，重点考察项目初期融资结构与项目后期债务偿付情况。在所有环节中，涉及到其他参与方，包括股东、供应商、承包商、运维方及承购方等单位时，评估一般包括对参与方资信能力及合同设计两方面。
考察电站建设期潜在的主要风险，考察对象主要为第三方资源及工程评估报告和设备供应商、承包商。第三方资源评估及工程评估报告
这两份文件对于项目前期评估起到非常关键的作用，故评级机构对报告提供方资质、其数据来源及准确性、分析条理性均有较高要求。第三方工程评估主要评估电站设计的技术因素，包括其复杂程度、成熟度及商业可行性、与本项目规划的匹配程度等。对于处于建设期的项目，还需考察其进度安排；第三方资源评估报告主要评价该项目太阳能资源量及预计发电量，一般以全年P50置信级别发电量与P90置信级别发电量表示。点评：电站发电量主要与太阳辐照量、光伏组件转换效率及光伏组件年发电衰减率相关。一类资源区同等条件下电站发电量远超三类资源区，单晶硅组件转换效率高于多晶硅组件转换效率。电站发电量可能由于组件衰减、损坏或新建筑物遮挡等原因而低于预期，组件质量问题可在供应商合同中要求相关承诺或采用相关金融手段规避风险，下文中将重点介绍，而预防新建筑遮挡问题则需要在设计期间充分了解场地周边开发情况及建设规划。相比较国际环境，电站建设要求电站具有完善的土地产权以防范产权纠纷、土地出租方信用违约等风险。组件供应商及工程承包商
主要从供应商、承包商等签约单位自身资信能力与相关合同设计两方面进行考察。签约单位方面评级机构需考察其信用状况及相关项目建设与管理经验，而合同设计评估主要包括潜在主要风险管理，例如采用固定价格合同转移成本超支等风险。由于组件的损坏及衰减可由其质量之外的多因素造成，故其评估在运维风险评估阶段进行。
运维风险评估主要从运维单位、组件质量、运维数据三方面评估。
对运维单位的评估同样从其资信及运维合同两方面评估。运维单位要求其信用良好且相关项目经验丰富；运维合同评估涉及价格、标准、期限、覆盖范围、风险转移等多方面。价格方面评级单位仍然倾向于固定价格合同以减少不确定因素，合同中需规定翔实可行的运维标准并包含一定的绩效激励。合同期限需至少覆盖项目债务期限，运维范围应该包括常规定期运维与故障翻修等非常规运维服务。点评：据业内人士反映，收购已处在运行阶段的地面电站时，其他条件相同时，售价反而受其现行维护水平的反向影响，这是由于现有维护水平等“软件”条件越差，接手后改进潜力越大。
主要组件包括光伏板与逆变器。本部分主要从两个方面考察评估，第一个方面是组件衰减率及替代组件易得性与价格，第二个是其信用增级措施，包括担保、维修预留、组件衰减预留、保险等措施。一般供应商提供3~5年对光伏板性能缺陷担保，首年提供对97%额定功率的发电量担保，在之后的20~25年提供对其长期发电量某一基准(例如20%功率下降或年衰减率在1%以下)的担保；维修预留与组件衰减预留一般作为供应商资不抵债时的第二层保障，担保的信用评级不会高于其提供者的评级，而信用增级措施可以一定程度上加强供应商的信用劣势。评级机构需要对担保等增级措施的质量进行评估，包括检查其技术终止条款等可能削弱其效果的因素。点评：组件的衰减率是影响发电量的重要因素，光伏组件的质量和寿命也因此是电站运营的不确定因素之一。目前组件质量良莠不齐，而近年来随着其成本不断快速的下降，各制造商间价格战也愈演愈烈，其中偷工减料现象不可避免，为电站的质量留下隐患。基于此，一方面要提高组件供应商的标准，且有必要在组件采购合同中规定质量标准、保质期及更换补偿方法等条款。另一方面也要正确使用各种金融避险工具，例如可为光伏组件因材料与制造工艺缺陷提供二十五年的维修、退换保证的光伏组件质量保证保险，为光伏系统(包括逆变器、汇流箱、跟踪系统等)的材料与制造工艺缺陷提供十年的维修、更换保证的光伏系统保证保险等。非质量问题导致的组件损坏风险，投资方、供应商与承包商应共同协商一个风险转移时间点，一般为交付时间。建设工期延期竣工导致损失可由工程延误保险转移风险。
针对已经有一定运维历史的地面电站，从运营和技术两方面评估其运维数据。运营方面主要评估电站历史运营数据及费用波动性，技术方面主要考察实际电站产出电量与预期电量差异性及技术稳定性。
本部分主要从两个方面进行评估考察：现金流可预见性及监管环境。现金流可预见性同样从承购方资信与合同设计两方面设计评估体系。评级机构更倾向于具有投资评级的承购方或方，合同设计则涉及并网、价格及支付、期限、电量等方面。并网条件及难度会在很大程度上影响评级，故需要对电站项目产出电量面临的市场暴露风险进行详尽的评估，考察是否满足认证许可、电网并网许可等购电协议条件，确保所发电可在非市场竞争的条件下并入承购方电网。涉及输电线建设时，需评估其联网审批及调试风险，不涉及输电线建设时，需提供其延期并网保障措施；价格与支付机制方面需确保购电协议性能标准是否合理且售电收入是否可以产生足够偿债备付率(DSCR)，合同支付条件是否明确且合同设计是否转移商品及运维成本通货膨胀的风险；购电协议期限需至少比债务期限长一至两年，建设风险存在的情况下需对其有时间余量，以允许更换总包商等突发事项；电量方面涉及签购电量比例、发电余量及最低电量要求。点评：地面电站的售电对象是代表的央企，而屋顶电站的售电对象是信用参差不齐的企业，故其面临的收费风险较大；西部地区光照条件好但是消纳能力有限，限光问题非常严重且当地电价较低，而外送的话一方面基础设施建设难度投资较大，另一方面外送目的地出于地方保护主义等因素也会进一步限制其并网。而对于东部地区来说，当地消纳能力较强，电价较高，但是光照条件较差，且补贴拖欠问题较为严重。监管稳定性主要从三个方面进行考察：/地区整体环境稳定性、对该行业支持力度及实施情况、环境变动风险的转移机制。层面考察整体投资风险，包括政治、经济环境稳定性，法律环境透明度；行业层面评估针对或涉及该行业的支持性政策的力度及稳定性、执行力度与违约风险，参照相关记录并考察是否有补贴减少风险的法规保障措施；此外合同设计应该考虑由于监管或政策性变动导致的材料、环保、资本支出的成本变动。点评：近年来对光伏产业的扶持力度不可谓不大，但是落实方面并不尽如人意，参考各地补贴拖欠情况。
本部分主要评估项目潜在财务风险，包括融资困难、杠杆过高致运营风险过大、偿债困难等，并重点评估部分关键术语。债务评估除去常规的债务评估内容包括债务期限、数额、货币、偿还顺序、固定债务与浮动债务比等内容外，最主要的评估内容为杠杆评估与折旧方式评估。杠杆评估需紧密结合其收入模型、项目成本水平及目标DSCR。在上网电价补贴等强支持政策环境下，其他条件相同时负债率可比在税务减免等弱支持政策下高，而成本较低的项目或者DSCR较高的项目同样可以使用较高的杠杆。此外还需考察保障准时或提前偿债、限制杠杆并提供充裕流动性的其他契约，偿债准备需至少覆盖半年至一年的债务；折旧方式倾向完全摊销，另考虑债务结构与预期衰减率的匹配性，前端摊销由于可以更加有效利用电站发电量较高时的收入，好于后期摊销。此外债务测试还应考虑其他方面，包括运维预留、退役预留、利率波动、通货膨胀、货币风险等。股东权益与其他部分相似，股东权益评估同样需要考察股东资信与合同设计。股东宜选择拥有良好投资记录与信用，且在该行业投资经验丰富的投资者，评级机构更加青睐单一股东或由大股东领导的股权结构；合同中明确股权及相应投资额并通过1.2DSCR及以上水平事前与事后股权分布测试。关键术语包括DSCR、锁定条款、现金条款等内容评估。其中DSCR对于光伏项目评级较为重要，一般要求其稳定或持续上涨且最小全年P90置信级别发电量DSCR不小于1.3。
地面光伏电站投资在一段时间内可能会趋于冷静，对于过热的行业来说未必不是一件好事，一套明确且泛用的投资风险评估体系是项目投资的基础，其在市场的缺位也必然会造成隐患。他山之玉可以攻石，研究国际比较优秀的评估方法无疑将有助于相应标准的完善，促进光伏产业蓬勃健康发展。近来分布式光伏颇有成为下一个投资风口的风范，其评估虽然与地面式电站不尽相同，在很大程度上却也融会贯通，具有较强的参考意义。
