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作为普及可再生能源的撒手锏，日本将从7月开始实施全量固定价格收购制度（FIT）。大部分人认为5月公布的收购价格草案对运营商比较有利。将与决定制度细节的行政命令草案一同，在充分反映公众意见后，于6月中旬正式确定下来。判断业务可行性所需的信息基本齐全，探讨发电业务的行动开始加速。
日本自1999年以来一直没有进行新建的地热发电将重新焕发活力。出光兴产等9家公司共同宣布了在福岛县磐梯朝日国立公园内建造规模为27万kW、日本国内最大的地热发电站的构想。如果能够得以实现，将成为首座由电力公司外的民营企业建造的地热发电站。目前项目已启动，力争10年后投入运营。
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| 日本国内规模最大的福岛县柳津西山地热发电站（左）和提供地热能源的蒸汽生产基地 | |
充分考虑开发风险
地热与矿脉和石油开采同样，资源开发风险比较大。光伏发电建设所需的日照调查仅需投入几百万日元，风力开发所需的风况调查也仅需7000万到8000万日元，而地热一个地点就需花费50亿日元左右。如果调查结果显示不适合进行发电，所投入的资金就会有去无回。日本地热开发企业协议会会长安达正畝说：“此前高风险低收益的结构一直是国内开发所面临的瓶颈。”
此次，针对地热（1.5万kW以上），日本政府方案提出的1千瓦时27.3日元的收购价格和15年的收购期间基本满足了协议会的要求。
在计算收购价格方面，作为促进企业等积极参与的水准，将相对于投资的内部收益率（IRR）设定为多少成为了问题的焦点。作为电力全量固定价格收购制度发达国家，德国的标准是5％。日本以此为基础，根据各种发电的不同，以及可再生能源特别措施法为了推动普及“最初3年要特别照顾发电运营商利益”的宗旨，日本政府方案将太阳能和风力的内部收益率分别设定为6％和8％。所有收购价格设定都较高，尤其是地热，需要能够补偿资源开发负担的收益这一点得到认同，内部收益率设定得特别高，为13％。借助充分考虑到开发风险的收购价格，地热开发有可能重新焕发活力。
电力全量固定价格收购制度通过保证长期以固定价格收购电力，促进企业参与可再生能源发电。收购价格是在运营商所承担的费用上加算了利润率。只要能按照计划顺利发电，基本都会盈利。
那么，具体能产生多少利润？
通过经营努力能够增加利润
日本政府在计算价格时，估算了发电成本。光伏发电的建设费为1千瓦32.5万日元，预计年运行成本为1千瓦1万日元。建设费除了太阳能电池板等部件和装置之外，还包括架台等材料及施工等。
根据光伏发电的使用年限等，将收购期间设为20年，按照相对于投资的内部收益率为6％进行计算，得出的收购价格为1千瓦时42日元（含税）。
通过经营努力能够增加利润
根据日本政府的估算，建设输出为1000千瓦（1MW）的百万瓦级太阳能的初期费用为3.25亿日元，年运行成本需要1000万日元。发电量随着日照条件等的不同而有所不同，1000千瓦大约为每年100万千瓦时。如果按照日本政府方案，以1千瓦时40日元（不含税）的价格收购，那么每年的卖电收入为4000万日元。减去1000万日元的运行成本之后，每年可盈利3000万日元。据计算如果不考虑利率负担，不到11年即可收回投资，剩余9年可获利2.7亿日元。
此前企业投资光伏发电的最大动机，在于二氧化碳减排等环境对策以及企业社会责任（CSR）。虽然也希望产生向消费者宣传自己公司环境活动的次生效应，但完全没有通过发电获得收益的想法。
不过，光伏发电市场将随着电力全量固定价格收购制度的实施而发生巨大的变化。投资者将开始关注如何通过售电业务提高收益。
目前，百万瓦级太阳能设施订单争夺战已经悄悄展开。
日本国内最大的太阳能电池板企业夏普除了面板销售之外，还涉足了系统建设“光伏电站”的系统集成商业务。推进该业务的太阳能系统事业本部本部长佐藤立哉强调，“建设费为1千瓦30万日元”。比日本政府计算价格使用的建设成本低1成左右。
由于中国的增产等，太阳能电池板的价格在近一年来迅速下降。有些使用中国制电池板的系统建设费似乎可实现1千瓦25万到30万日元。可以说，在光伏发电领域，将会比政府设想的更易于盈利。
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| IRR：内部收益率。投资评估指标之一，是指使一定投资期间的投资额累计现值与收益额累计现值相等的利率（折现率）。收益越多，投资回収越早，内部收益率越高。 |
如果建设地条件较好，能够降低土地平整费用、并网所需的输电线等的费用，便可进一步削减建设费。可通过确保日照条件较好的适宜建设地、削减运营及利用成本等经营努力增加收益。（未完待续）（《日经环保》记者：中西清隆）
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