可再生能源的融资之道

纽约 ——

单就财力而言，私人企业拥有雄厚的资金，足以为世界建设可再生能源的基础设施，而逐利的私人投资者也会在没有政府资金支援的情况下找到推进这项工作的方法。

然而，除非政府提供某种形式的补贴，私人企业的财力就不会成为现实的投资。例如，风能的使用成本约为燃煤发电成本的1.5－2倍。纵然风力无偿煤有价，但采购风力涡轮机和输电电缆的初始资本成本却远高于常规电厂。投资者要投资于可再生电力项目，他们就会要求获得高于市场平均水平的回报率，或与之相当的补偿方式，以反映出零排放的能源所带来的社会利益。

本人经营的克里斯托弗森·洛布公司（Christofferson, Robb & Company，简称CRC）的事例就说明了，如果政府提供合理的补贴，私人资本市场如何为可再生能源提供资金。2005－2006年间，我的公司在德国和法国收购了330兆瓦的陆上发电项目。我们的出资构成资本金，银行则提供贷款，以满足项目建设所需资金。一旦项目完工，我们就将其出售给名为CRC风力融资（CRC Breeze Finance）的专门机构，该机构发行了总额为4.7亿欧元的资产支持证券。

我们建设的风电场将风的动能转化为电力。出售这些电力所得的收入用于偿还CRC风力融资公司的长期债务。偿债之外的剩余收入归CRC所有。即使风力小于正常水平，或风电场的运营和维护费用高于我们的预期水平，我们仍有充足的财务空间，以保证按期向债券持有者还本付息。3年后的今天，我们的项目正在正常运转。

CRC风力项目的预期年回报率约为8%，而金融杠杆则将回报率进而提升至15%。如果没有政府补贴，这都不可能成为现实。

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在德国，《可再生能源法》确保了在20年之内实行上网电价，并规定，由电网运营商按照该法律保证的价格购买风电场生产的全部电力。我们的上网电价约为83.6欧元/兆瓦时，而自由市场上的电价大多在30－70欧元/兆瓦时之间。

在美国，2009年7月之前的补贴体系以生产退税为基础：每生产1兆瓦时的风能，其所有者可获得2.5美元的退税。这种体系存在两大缺陷。首先，无法通过这项退税得利的投资者要将其转化为现金，势必要付出可观的成本。再则，每隔一段时间，退税就需要获得国会的授权。这种不确定性损害了厂房设备投资或研发活动。

目前，美国能源部向风能开发商提供相当于其成本的30%的预付款。这是正确方向上的一步，但30%的成本降幅还不足以刺激海上风电场的开发活动。

美国目前没有、5年内也不会建立海上风电场。这里只说一项障碍：没有一艘能够为海上风电场奠基的船只符合《琼斯法案》（Jones Act）的要求，该法案规定，此类项目的建设工程必须使用美国船籍的船只、在美国建设、并完全由美国公民所有并运作。建造此类船只需要2年时间，成本为5000万美元。就我所知，目前没有人准备建立一艘此类船只。

英国的海上风电行业未能实现其潜力，其原因同样直截了当，而且绝非资金不足。英国的补贴规模过小、过于复杂，因此不足以刺激昂贵的专用设备的资本支出，此类设备包括自升式平台、重型起重机、海底打桩所用的气锤、不会被高盐分潮湿空气腐蚀的高强度变速箱等。

这种局面很可悲，因为英国正在错过围绕其漫长、多风的海岸线建设海上风电场的机遇。英国需要海上风电来实现其可再生能源发展目标，而且，不出几年，仅仅为了保证照明所需的电力，英国就需要竭尽所能地寻求电力来源。

15个月前，我在提交给英国议会上院经济事务委员会的一份报告中预测，除非议会对其“可再生能源责任认证”（Renewable Obligation Certificates，简称ROC）体系进行根本性调整，否则，除塞尼特海上风电场（Thanet Offshore Wind）之外，英国现有的全部风电项目都将被抛弃或推迟。我指出，如果情况没有变化，那么英国每年的新增风电装机容量不会超过300兆瓦。按此趋势，2020年的风电装机容量将为3000兆瓦左右，这相当于1000兆瓦的持续发电能力，不到2007年英国电力消费量的2%。到目前为止，情况完全如我所料。

我当时提出，英国应放弃ROC体系，转而实行20年期限的上网电价。我现在仍然认为，这是正确的前进方向。上网电价的社会成本与ROC体系相近，但能够让公用事业企业和设备组件的供应商有信心进行必需的大规模投资。关键在于，无论进行任何政策调整，现有风电项目都应享受与新项目相同的利益。如果投资者认为新项目会得到特殊待遇，所有人都会决定等待政策变化。

可再生能源如何融资的问题等同于如何为可再生能源提供补贴的问题。政府不应基于私人部门缺少相关能力的理由，设计直接提供贷款、为贷款提供担保或投资于可再生能源项目的计划。决策者需要判断的是，社会需要的可再生能源规模（或许还需要确定太阳能、风能、地热和生物能的特殊价值），并由公用事业企业或政府为其支付额外的费用。最有效的补贴是简单、稳定的补贴，即德国的模式。