论文部分内容阅读
近年来，欧洲各国相继颁布了《可再生能源法》，明确规定了在未来的能源使用结构中，新能源必须达到规定的比例。纵观欧洲各国新能源产业的发展现状，风能已趋于饱和，生物质能因全球粮食紧张及核心技术问题尚未获得有效突破，仍未到其大举发展之际。而太阳能光伏发电则随着技术的不断成熟及太阳能光伏组件生产成本的逐年降低，于欧洲地区率先迎来了爆破式的发展时期。
在欧洲各国，保险公司作为大型金融资产管理公司，掌握着巨额金融资产，投资组合包括股票、国债、金融债、企业债、期货、外汇等。在上世纪九十年代，由于股票市场长期向好，欧洲大部分国家的保险监管机构对于保险公司投资于股市的资金比例未设强制性限制，欧洲国家的保险公司亦普遍将30％～40％的资金投资于股市。由于投资于股票市场的比例较高，在自2000年开始连续三年的残酷熊市期间，大部分洲保险公司均遭到了重创，整个欧洲保险业的股价平均跌幅逾51％；由于寿险的保险期限相对较长，其经营状况较财产险和意外险公司更差。
遭遇切肤之痛后，欧洲各国保险监管的重点开始侧重于维护市场的稳定。为了进行及时的动态监管，改变了单纯依靠对保险投资产品范围和投资比率设定限制进行静态监管的传统方式，逐浙转向了动态监管。鉴于曾经历过惨痛的投资失败教训，以及为适应欧洲各国保险监管机构所推行的动态监管模式，欧洲各主要保险公司，在调整传统投资渠道投资结构占比的同时，亦开始寻求能够确保投资安全、应对动态监管的新投资渠道。而恰逢此时，以德国为首的欧洲各主要国家所推行的《可再生能源法》已开始取得成效，从而为在踯躅前行中，寻求投资渠道突破点的欧洲保险基金，提供了指点迷津的、集经济效益与社会效益于一体的新思路。
以德国为倒，其于2000年颁布了《可再生能源法》，该法案的主要特点是实施“固定入网电价”(Feed—in—Tarlff)政策，即德国政府直接明确规定各类可再生能源产品的市场价格。而目前，已有包括德国及欧洲其他国家在内的全球约40多个国家采用了该价格机制。该机制的特点是可根据政府的意愿，促进各种可再生能源技术的均衡发展，也可推动某些可再生能源技术的优先发展。其中，关于光伏发电的主要内容是：①电网公司必须全额收购光伏发电上网电量，并以50.6欧分/kW.h支付给开发商上网电价；②在固定的时间范围内，享受固定的上网电价(20年加安装年)；③新建光伏发电的上网电价每年递减(PV：5％，a)；④成本均摊：高于常规电价的部分由全部消费者均摊，消费者平均每月需要多支付20欧分的电力支出。
如，一家保险基金于2000年投资光伏发电站，则德国的电网公司必须以该光伏发电站开工建设当年的法定收购价格，全额收购所有的光伏发电量，并在安装年结束及此后的20年内，均以此价格收购发电量(不论光伏电站建成后20年法定收购电价如何变化)。如此，保险基金即以法定的形式，获得了长达20年的稳定投资回报。
而对于以法定价格收购光伏发电量的德国电网公司而言，其亦不会遭受任何损失。按照光伏电站的发电规律，每天发电量最高的时刻通常是一天的中午时分，而此时恰恰亦是用电高峰。根据德国政府的规定，居民支付电价的高低取决于用电时段。若在用电高峰的峰值时段用电，则支付的电价要远高于其他用电时段。鉴于此，德国电网通常将光伏发电的电量于峰值时段输出，让在这一时段用电的企业和个人支付与光伏发电相对较高成本对应的较高电价。而在用电峰值段之外的时段，采用传统能源发电为主、光伏发电为辅的融合方式。总体而言，光伏发电的高电价分摊到传统能源发电的电价中，使得企业和居民实际支付电价的上升幅度并不显著。
近年来，随着技术的突破，再加上因全球尤其是中国大量上马硅产品和电池组件生产企业，以及全球金融危机，特别是硅产品和光伏电池组件价格的快速下降，欧洲各国亦纷纷调低了收购光伏发电的法定价格。如，2008年6月，德国政府修订了《可再生能源法》(amendment to the Renewable Energy Act)，将光伏发电的价格修订为31.46—43.01欧分／kW.h，并于2009年1月1日开始实施这一价格。尽管31.46-43.01欧分／kW.h的法定收购价格远低于2000年50.6欧分/kW.h的法定收购价格，但该新法案对行业的补贴力度仍高于之前业界的普遍预期。鉴于光伏发电站采用的半成品原材料及成品原材料，硅片、硅锭和太阳能电池组件的价格目前已大幅下降，保险基金投资运营大型光伏发电站仍可获得可观的收益。
此外，保险基金投资承建和运营光伏发电站，并不意味着保险基金将投入全部成本。德国的商业银行将会在保险基金投入初始资本金的情况下，提供贴息贷款的优惠政策——贷款性质：国家补贴的长期低息贷款；贷款期限：10年、12年、15年、20年，甚A30年；且头2年、3年或5年不用偿还；固定利率至少10年。
在这些政策的支持下，德国光伏电站发展至今获得了多方共赢的空前成功：
1、德国国家财政不出资，而由保险基金提供股本投资，商业银行提供优惠贷款，共同推动光伏发电的广泛应用：至2006年12月31日德国总装机容量达到2,530MWp，2006年平均市场容量接近750MWp。
2、光伏发电站项目运营商，如德国安联保险基金、德国大型环保基金HCI等，均通过销售光伏电量而获得了以国家法律保障的可观的长期投资回报。
3、商业银行的长期贷款业务获得了长足的发展，且确保不会形成大量不良资产。
4、提供光伏发电解决方案的企业，通过承建和安装光伏发电站而大量获利。
5、光伏产业得到了迅猛发展，社会整体就业率得到迅速提升。
伴随着一座座欧洲大型光伏发电站拔地而起的，是欧洲大型保险基金及环保基金的身影。德国、西班牙、意大利、保加利亚、法国、波兰、捷克和斯洛伐克等国的保险基金及环保基金通常是这些大型光伏电站的运营商。这些注重于长期投资及追求稳定投资回报的基金之所以分外青睐于投资大型光伏电站的主要原因在于，在当今的世界上，很难找到以国家法律形式保障20年稳定投资回报率(年投资收益率约为8％～12％)的，符合保险基金投资安全要求与投资久期匹配要求的优质投资项目。
在欧洲各国，保险公司作为大型金融资产管理公司，掌握着巨额金融资产，投资组合包括股票、国债、金融债、企业债、期货、外汇等。在上世纪九十年代，由于股票市场长期向好，欧洲大部分国家的保险监管机构对于保险公司投资于股市的资金比例未设强制性限制，欧洲国家的保险公司亦普遍将30％～40％的资金投资于股市。由于投资于股票市场的比例较高，在自2000年开始连续三年的残酷熊市期间，大部分洲保险公司均遭到了重创，整个欧洲保险业的股价平均跌幅逾51％；由于寿险的保险期限相对较长，其经营状况较财产险和意外险公司更差。
遭遇切肤之痛后，欧洲各国保险监管的重点开始侧重于维护市场的稳定。为了进行及时的动态监管，改变了单纯依靠对保险投资产品范围和投资比率设定限制进行静态监管的传统方式，逐浙转向了动态监管。鉴于曾经历过惨痛的投资失败教训，以及为适应欧洲各国保险监管机构所推行的动态监管模式，欧洲各主要保险公司，在调整传统投资渠道投资结构占比的同时，亦开始寻求能够确保投资安全、应对动态监管的新投资渠道。而恰逢此时，以德国为首的欧洲各主要国家所推行的《可再生能源法》已开始取得成效，从而为在踯躅前行中，寻求投资渠道突破点的欧洲保险基金，提供了指点迷津的、集经济效益与社会效益于一体的新思路。
以德国为倒，其于2000年颁布了《可再生能源法》，该法案的主要特点是实施“固定入网电价”(Feed—in—Tarlff)政策，即德国政府直接明确规定各类可再生能源产品的市场价格。而目前，已有包括德国及欧洲其他国家在内的全球约40多个国家采用了该价格机制。该机制的特点是可根据政府的意愿，促进各种可再生能源技术的均衡发展，也可推动某些可再生能源技术的优先发展。其中，关于光伏发电的主要内容是：①电网公司必须全额收购光伏发电上网电量，并以50.6欧分/kW.h支付给开发商上网电价；②在固定的时间范围内，享受固定的上网电价(20年加安装年)；③新建光伏发电的上网电价每年递减(PV：5％，a)；④成本均摊：高于常规电价的部分由全部消费者均摊，消费者平均每月需要多支付20欧分的电力支出。
如，一家保险基金于2000年投资光伏发电站，则德国的电网公司必须以该光伏发电站开工建设当年的法定收购价格，全额收购所有的光伏发电量，并在安装年结束及此后的20年内，均以此价格收购发电量(不论光伏电站建成后20年法定收购电价如何变化)。如此，保险基金即以法定的形式，获得了长达20年的稳定投资回报。
而对于以法定价格收购光伏发电量的德国电网公司而言，其亦不会遭受任何损失。按照光伏电站的发电规律，每天发电量最高的时刻通常是一天的中午时分，而此时恰恰亦是用电高峰。根据德国政府的规定，居民支付电价的高低取决于用电时段。若在用电高峰的峰值时段用电，则支付的电价要远高于其他用电时段。鉴于此，德国电网通常将光伏发电的电量于峰值时段输出，让在这一时段用电的企业和个人支付与光伏发电相对较高成本对应的较高电价。而在用电峰值段之外的时段，采用传统能源发电为主、光伏发电为辅的融合方式。总体而言，光伏发电的高电价分摊到传统能源发电的电价中，使得企业和居民实际支付电价的上升幅度并不显著。
近年来，随着技术的突破，再加上因全球尤其是中国大量上马硅产品和电池组件生产企业，以及全球金融危机，特别是硅产品和光伏电池组件价格的快速下降，欧洲各国亦纷纷调低了收购光伏发电的法定价格。如，2008年6月，德国政府修订了《可再生能源法》(amendment to the Renewable Energy Act)，将光伏发电的价格修订为31.46—43.01欧分／kW.h，并于2009年1月1日开始实施这一价格。尽管31.46-43.01欧分／kW.h的法定收购价格远低于2000年50.6欧分/kW.h的法定收购价格，但该新法案对行业的补贴力度仍高于之前业界的普遍预期。鉴于光伏发电站采用的半成品原材料及成品原材料，硅片、硅锭和太阳能电池组件的价格目前已大幅下降，保险基金投资运营大型光伏发电站仍可获得可观的收益。
此外，保险基金投资承建和运营光伏发电站，并不意味着保险基金将投入全部成本。德国的商业银行将会在保险基金投入初始资本金的情况下，提供贴息贷款的优惠政策——贷款性质：国家补贴的长期低息贷款；贷款期限：10年、12年、15年、20年，甚A30年；且头2年、3年或5年不用偿还；固定利率至少10年。
在这些政策的支持下，德国光伏电站发展至今获得了多方共赢的空前成功：
1、德国国家财政不出资，而由保险基金提供股本投资，商业银行提供优惠贷款，共同推动光伏发电的广泛应用：至2006年12月31日德国总装机容量达到2,530MWp，2006年平均市场容量接近750MWp。
2、光伏发电站项目运营商，如德国安联保险基金、德国大型环保基金HCI等，均通过销售光伏电量而获得了以国家法律保障的可观的长期投资回报。
3、商业银行的长期贷款业务获得了长足的发展，且确保不会形成大量不良资产。
4、提供光伏发电解决方案的企业，通过承建和安装光伏发电站而大量获利。
5、光伏产业得到了迅猛发展，社会整体就业率得到迅速提升。
伴随着一座座欧洲大型光伏发电站拔地而起的，是欧洲大型保险基金及环保基金的身影。德国、西班牙、意大利、保加利亚、法国、波兰、捷克和斯洛伐克等国的保险基金及环保基金通常是这些大型光伏电站的运营商。这些注重于长期投资及追求稳定投资回报的基金之所以分外青睐于投资大型光伏电站的主要原因在于，在当今的世界上，很难找到以国家法律形式保障20年稳定投资回报率(年投资收益率约为8％～12％)的，符合保险基金投资安全要求与投资久期匹配要求的优质投资项目。