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围绕电源线建设的争论
上次介绍了日本光伏发电协会（JPEA）向政府的委员会提交的资料（资料1）。成本等验证委员会（2011年12月报告）发布的百万瓦级太阳能的“系统成本”是1千瓦35～55万日元。在2012年3月向采购价格等估算委员会提交的资料中把成本下调到了32.5万日元。除了系统成本之外，“FIT的成本”中又新增了升压设备、电源线建设等系统连接所需的费用和土地平整费、土地租金、事业税等类目。
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| 资料1．日本光伏发电协会的百万瓦级太阳能成本推算 （出处）日本光伏发电协会 |
之后，日本资源能源厅向相关企业听取了意见，从汇总结果的资料来看，企业提出的32.5万日元成本估算中不含升压设备、电源线等系统连接费，相对于此，能源厅则认为包括系统连接费用在内成本为32.5万日元。对此感受到压力的企业提出了收购价格为42日元（不含税）的期望。最终减少到不含税40日元或许是反映了双方看法的分歧，但下调幅度不大，估计是双方相互做出了让步。
上次也说过，以某种程度含有内外价格差的1千瓦30万日元为基数，根据是否进一步消除价格差，或是对日本特殊情况的反映程度，建设成本的判断将发生变化。
如何看待系统连接成本更是重要的判断因素之一。从百万瓦级太阳能计划来看，多数计划都在2万亿瓦以下，在这种情况下连接的是“高压配电线”，建设与接入点相连的电源线的成本1公里只需要约1000万日元。而规模达到2万亿瓦以上则需要与“特别高压输电线”连接，电源线的建设成本为1公里7000万～1亿日元，显著增多。在这种情况下，为了确保盈利，就需要扩大事业规模，据说规模至少要达到10万亿瓦。
“国际标准1000伏特”vs“日本标准600伏特”
与系统连接有关的课题不单单是电力线。
上次谈到了逆变器企业SMA Solar Technology、KACO新能源有限公司，以及电力控制巨头ABB进军日本市场的情况。这些企业依靠技术实力和大量生产拥有成本竞争力。但有看法认为，日本市场已形成了注重品质和安全的特有体系，要想满足其要求，成本估计会随之增加（资料2）。
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| 资料2．百万瓦级太阳能系统 （出处）Green Solar and Wind Power |
例如，在日本，以光伏发电为首的分散型电源需要配备“单独运转防止功能”，以防止在停电时电能向系统逆流。海外虽然没有这种限制，但并没有轻视停电时的安全措施。日本与国外在这一点上的思路存在差异。在日本，海外企业需要为逆变器等加装该功能。
而且，电气设备标准存在差异，外国企业能否接受日本特有的标准还是问题。欧美和亚洲各国光伏电站的系统电压标准为直流1000伏特，功率调节器等相关产品也全部设计为1000伏特。这是基于IEC（国际电工委员会）的标准。
而日本通商产业省（现经济产业省）依据《电气事业法》发布的“规定电气设备相关技术标准的政令”，规定低压上限为交流600伏特、直流750伏特。该政令也认可符合IEC标准的设计，如果电池板、电源调节器等直流方全部由IEC标准的产品构成，建设直流1000伏特的发电站也可以。从电力公司来看，无论是1000伏特还是600伏特，系统只要长期保持可靠即可，（应该）没有什么讲究。
瑞士巨头ABB正在强调直流1000伏特的优点。该公司认为，电压从600伏特提高到1000伏特，能够减少输电损失、减少并联电路数量、扩大产品的选择等，从而减少成本，投资回报率（IRR）将上升2～3％。同时还指出，通过采用国际标准，日本企业的国际竞争力将得到强化。ABB不打算向日本标准600伏特妥协，准备以国际标准1000伏特的设计攻打日本市场。1000伏特设计在日本究竟能得到多大程度的接受，将取决于新的光伏电站市场。
金融机构的决定掌握关键
虽然大众媒体没有报道，但金融机构对实现投资起着很大的影响作用。作为FIT的对象，可再生能源发电自然能够以固定价格长期销售，现金流显而易见，原本十分适宜项目融资。在FIT设定相当宽松的欧洲，现金流稳定、不存在破产风险的可再生能源业务作为金融商品汇聚了巨额的资金。
企业融资是以企业信用作为担保进行贷款，而项目融资是以业务产生的收益为担保判断能否贷款。通常，项目融资需要彻查业务风险，为每个风险确定责任分担。难以特定责任的风险将分配给主要出资者（赞助商）和EPC（总承包）企业。民间难以获得项目融资的项目，有时还需要由政府出面要求支持。对于可再生能源，政府支持起着很重要的作用。在今后，单凭FIT无法解决的情况恐怕也会出现。
如果还存在不透明的部分，则要采取增加自有资金、限制现金提取（存款账户必须达到一定金额）等措施。对于百万瓦级太阳能这种先例很少的业务，项目融资的审批尤为慎重，由于没有比企业更多的信息，调查也花费成本，因此企业申请的数字往往会被打折扣。
百万瓦级太阳能业务的风险首先是设备和系统是否能够维持与价格相称的性能和耐久性。对于主要构件、据说能够使用20年以上的模块，寿命短于模块的电源调节器等电气设备，以及由这些设备组成的系统需要进行彻查（确认）。虽然有些中国企业对模块提供25年质保，但在公认行业必然重组的局面下，企业能够生存到何时也令人在意。当然也要留意有多大程度的管制（放宽）、惯例、（潜）规则等，以及能否达到要求。
要克服这些困难就需要具备相当高的盈利能力。如果仅凭投资IRR判断收购价格水平，就有可能得不到贷款。从金融方面考虑，价格必须在40日元以上，就算是45日元以上也不夸张。金融机构的保守态度对收购价格将起到拉升的作用。
是要全部采用注重性能和耐用性、在日本国内拥有业绩的日本产品？还是以目前的收购价格为前提，为保证利润优先降低成本，采用海外产品？在今后，企业恐怕要对此作出判断。部分结合海外产品还能够维系整套系统的企业将拥有竞争力。如此一来，日本企业将面临进一步削减成本的要求。
在这种情况下，利用政策性融资是一步妙招。推荐这一招绝对不是因为笔者为政府“打工”（本系列全部为个人见解）。如果利用政府信用申请一定限度的长期低息贷款，就能够填补期间风险和信用风险，民间银行的态度也将变得积极。而且，这还有助于在不增加财政负担的情况下控制电费涨价。据《电气新闻》报道，曾供职于原日本兴业银行、熟悉能源的众议院议员柿沼正明，在最近的演讲中强调了官方金融机构与民间银行组合、充分利用政府债务担保的重要性。德国、英国等欧洲国家也在积极利用财政融资。在今后，利用政策性融资吸引民间融资，使资金流向可再生能源业务将变得更加重要。
42日元是高是低？
当前，鉴于日本的电力系统、国内管制和惯例的改变还需要一些时间，以及金融机构的保守态度，内外价格差估计不会立刻消除。但无论怎么想，为期20年、1千瓦时40日元（估算委员会为不受消费税影响而采用了不含税价格）都不算便宜。在促进普及再生能源、实施FIT的时期，这样做虽然是迫不得已，但如此高的水准恐怕难以维持下去。风力为23.1日元，1万亿瓦以上规模的中小水力为25.2日元，15万亿瓦以上规模的地热为15年、27.3日元。按照这些价格，日本国内企业或许可以暂时松口气，但是，如果日本企业不努力缩小内外价格差，发电企业恐将倾向于海外产品。
以开始百万瓦级太阳能建设这一新业务为契机，对于日本国内的企业和电力公司而言，修正对安全措施和品质的观点也很重要。在必须进军世界市场的前提下，这既是趋势也是积极的态度。发电企业也不应该抱着既然有土地不妨试试看的天真想法，而是需要具备专业意识，掌握从设计到采购、建设、运营、维护的知识经验。
金融机构也应该在提高审查能力的同时，培养纵观全局的余力。与地热、生物质、风力等能源相比，太阳能的风险相当小。长此以往，活用政策性融资的呼声估计会愈发高涨。（《日经商务在线》特约撰稿人：山家公雄）
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