近日，國家財政部發布了《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》(財建〔2020〕426號)(以下簡稱426號文)，希望通過鼓勵完善市場配置資源和補貼退坡機制進一步促進非水可再生能源平價上網，提出自2021年起實行配額制下的綠色電力證書交易，并以此替代財政補貼。

如何開源節流，解決巨額補貼拖欠問題是業界關心的話題。單純依靠政府無法徹底解決，在可再生能源發電成本沒有下降到一定水平時，資產證券化、碳交易、配額制等一攬子組合方式，或許才能破局。

 以收定支“封口”補貼總額

從來源看，可再生能源補貼源于“可再生能源發展基金”，屬于政府性基金，由財政部管理，每年都有預算收入和預算支出，納入中央政府性基金預算。

這一發展基金包括國家財政公共預算安排的專項資金和依法向電力用戶征收的可再生能源電價附加收入等。

其中，可再生能源發展專項資金是根據《可再生能源法》，由國家財政設立，中央財政從年度公共預算中予以安排，主要用于支持可再生能源開發利用的科學技術研究、標準制定和示范工程。

而可再生能源電價附加屬于基金預算(即電價補貼)，主要用于補償電網企業因采購可再生能源發電量所產生的費用高于按照常規能源發電平均上網電價計算所發生費用之間的差額。對于 “自發自用余電上網”模式的分布式項目則是按度電補貼。

雖然電價附加標準已經在 2015 年底上調到 1.9 分/千瓦時，但仍存在較大缺口，2019年底電價補貼缺口超過2600億元，2020年底缺口將突破3000億元。 相關金融行業人士曾做過測算，假設電力需求每年增加4%，以每年缺口900億左右計算，預計今后十年內依舊會到600億以上，到2030年資金缺口可能達到1萬億。

2019年下半年，全國人大常委會組織開展了可再生能源法執法檢查，指出補貼資金缺口產生并持續擴大的主要原因：一是2016年以后電價附加征收標準未及時調整，資金來源不足導致缺口逐步擴大;二是電價附加未依法嚴格征收，對自備電廠、地方電網用電長期未征或少征;三是一些地方規模管理失控，本地區可再生能源發電裝機規模已遠超國家規劃確定的數量。

而導致補貼資金缺口更深層次的原因是，價格調整滯后于成本下降速度，使得價格和成本嚴重背離，刺激一些地方盲目核準、搶裝機、搶上網。

有行業人士擔心，近幾年補貼缺口越來越大，給新能源企業造成大量的應收款，影響了企業的現金流和資金回籠，對企業資產負債表產生了持續的壓力。

“目前已有很多的上市新能源企業由于資產負債問題，市場對其應收賬款的撥備有所擔憂，影響其估值。例如，港股中的華電福新、華能新能源等新能源企業正是由于其估值遠遠低于凈資產，企業已經失去融資功能，其母公司選擇私有化。可再生能源附加費在公布時，很多企業認為這是政府的一種資信擔保，如果遲遲得不到解決，也會影響政府主管部門的信譽。”

此前，可再生能源項目的電價補貼一直由三部委(國家發展改革委、財政部、國家能源局)發布目錄來確權，自2012年發布第一批可再生能源電價附加目錄以來，至今總共公布了七批補貼目錄。

但今年年初，三部委聯合發布補貼新政文件《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》(財建[2020]4號)(以下簡稱4號文)做出了“新老劃斷”的制度安排，不再發布可再生能源電價附加目錄，對于補貼新政文件印發前需補貼的存量項目，將按流程經電網企業、能源主管部門和信息中心審核后納入補貼項目清單，并按階段公布;前七批目錄內項目直接列入補貼項目清單。

從目錄制調整為項目清單制，意味著可再生能源補貼申報審批流程的簡化，同時可加速發電企業的項目補貼確權及補貼兌付進度，利好企業融資以及電站交易。

此外，本次說明意見正式明確了補貼總額和年限，解決了項目補貼額度不確定的問題。

其中，可再生能源發電項目可以享受的補貼總額度=項目全生命周期補貼電量×補貼標準。項目全生命周期補貼電量=項目容量×項目全生命周期合理利用小時數。

“全生命周期合理利用小時數”，即一個項目在20年(生物質發電為15年)總共可享受補貼的發電小時數。這20年的補貼期是計算全生命周期合理利用小時數的理論最高年限。總補貼額和20年期限兩者當中，先到即止。

對于存量項目，如果歷史上實際發電小時數高于426號文公布的年均合理小時數，則補貼時限將不到20年，如果項目發電小時數低于合理利用小時數，最多補貼20年。這意味著，補貼發放將根據項目每年真實發電量來計算補貼，如果項目發電量高，就有可能提前結束補貼。

426號文連同4號文確認了可再生能源項目享受的補貼權益，同時也提出，明年開始，除了海上風電項目，不再新增需要補貼的項目。每個存量項目需要的補貼資金，按照該文件也可以進行準確測算。

可再生能源項目補貼小時數、年限、額度的明確，意味著可再生能源項目需要的補貼資金總額實現了封口，但龐大的資金缺口仍然是目前解決存量補貼問題最大的難點。

專項債、提升附加費、ABS、綠證、碳交易，誰是最優解?

此前，三部委嘗試通過金融發債的方式解決存量補貼的資金來源。

今年7月，風能協會秘書長秦海巖曾發表署名文章建議，發行“政府支持機構債券”解決補貼問題。他認為，基于債券的綠色屬性，可參考同期國債利率，以及當前資金寬松狀況，發行利率有希望做到3%以下，甚至到2%。采取期滿償還的方式，每年從“可再生能源電價附加”資金拿出60億—90 億元支付債券利息，剩余資金支付當年補貼需求。到所有可再生能源發電項目補貼額度兌付結束，一次性全部償還債券本金。

文章指出，根據 “可再生能源電價附加”資金的征收辦法，考慮到今后全社會用電量的增長，以及實現應收盡收，樂觀測算完成債券償還需要20年。所以，債券的發行期限可定為20年。

但政策層面及業內對專項債發債主體的選擇和責權，爭議頗多。

今年7月，有媒體曾報道，財政部在研究通過國家電網和國家開發銀行以發債方式解決可再生能源補貼拖欠問題的可能性，但目前難以確定消息真實性。

秦海巖認為，國網公司具備債券資金使用的便利性和技術手段。國網公司是可再生能源電力收購和電價結算、電費收取的主體。可再生能源補貼也是由財政部劃撥國網后，由國網支付給發電企業。國網新能源云已用于今年的可再生能源發電項目補貼清單申報和復核工作，依托新能源云平臺，能實現可再生能源電價附加的收取、可再生能源發電的電費結算、債券的償還一站式完成。

但也有研究人士指出，國家電網成為發債主體的難度較大：“從發債主體承擔的責任來看，電網不是金融機構，發行這類大規模的‘類政府債’是一個生產型企業不能承受的，發債帶來的連鎖反應可能導致企業資產負債率劇增。”

與匯金債、鐵道債等政府支持類債券相比，匯金公司發行的匯金債，是代表中國進出口銀行、中國信用保險等金融機構進行再融資，解決其資金緊缺問題，發債屬于其業績之一;鐵路總公司作為生產型企業，其發行的鐵道債也是用于投資其主業，與企業經營生產息息相關。而電網作為生產型企業，主營業務并非金融，發行可再生債券，和金融性企業發債的性質不同，與鐵路用于投資主業的目的亦不相同。

相關人士表示，目前國內電網企業是主權級別評級，境外融資成本較低， 但負債率的大幅提升很可能使得債償風險提升，會抬升資金成本，進而影響“一帶一路”業務發展。

而如果是由國開行作為主體來發債，則其需要面對很多光伏和供電企業，從人員配備及經驗來說，難以實行一對多的操作。有相關人士透露，如何把資金落實到成千上萬的項目上是這一方案的關鍵。國開行在發債完之成后，將資金撥給電網公司分發，電網公司為代收、代發主體，按照補貼清單下發資金，是可行方式之一。

但發債的方案并非一勞永逸。

一位資本市場業內人士告訴eo，發債的原理是現在發債，等到10年之后可再生能源附加費超過了現在的需求，則會產生盈余，這種方法是以時間換空間，實際上是用以后的收入在補現在的缺口。

不過，由于資金缺口巨大，專項債僅發一次不夠，很可能要滾動發行，且預計附加電價征收到2035年之后才有盈余，從時間周期來看，是非常長期的債券，在短期內很難徹底解決補貼問題。

收窄缺口是解決補貼拖欠問題的關鍵所在。

上述人士指出，從補貼源頭來看，近幾年中國的經濟持續增長，且經濟結構已經發生了變化，在一些東部發達省份及一些電價敏感性并不高的行業，可再生能源的附加費有一定上調空間。

“分地區、分行業，以結構化的方式適當上調可再生能源附加費，與發債結合起來，慢慢縮小補貼缺口，”他舉例說：“在江蘇、廣東、北京、上海等地，不提高居民電價，以工業電價度電約六毛錢計算，附加費提高一分錢，相當于電價增加1.5%—2%。這些地區的工業用戶具有一定的承受力。提高附加費，是現在的用戶通過支付電費補缺口，能減少發債的額度，縮短還本付息的時間，會比單純發債要有效。”

但當前經濟下行壓力較大，減稅降費力度和規模不斷加大，在回復溫樞剛代表的信函中，財政部稱當前暫不具備通過提高基金征收標準來解決缺口的時機和條件。

對于發債的提議，財政部也做出回復，“按照2019年9月4日召開的國務院常務會議相關要求，專項債不得用于土地儲備和房地產相關領域、債務置換以及可完全商業化運作的產業項目。我們鼓勵金融機構按照市場化原則，對列入補貼發電項目清單的企業予以支持，合理安排信貸資金規模，創新融資方式，加快推動資產證券化進程。”

信函中鼓勵的綠色資產證券化實質是一種資產擔保證券(Asset-Backed Security，簡稱ABS)，即不以公司作為承擔還款責任的債務主體，而是剝離出一部分基礎資產形成資產池，分級發行證券。

具有穩定收益的光伏、風電電站是發行綠色資產證券化產品的優質基礎資產標的。這種方法將企業的主體評級和資產的信用評級分離，如果企業的綠色項目的信用等級較高，則企業就可借助發行綠色資產證券實現低成本融資。早前已有國電投、深圳能源和華能等企業發行過綠色ABS來緩解補貼拖欠造成的現金壓力。

除此之外，政策層面也在緩解企業現金流壓力。11月2日，生態環境部辦公廳下發關于公開征求《全國碳排放權交易管理辦法(試行)》(征求意見稿)，根據該文件，溫室氣體排放單位可使用國家核證資源減排量(CCER)來抵消其5%以內的排放量。用于抵消的CCER可以來源于可再生能源、碳匯、甲烷利用等領域減排項目。根據現有數據進行計算，預計可以給風電、光伏項目帶來度電1.3—7.4分的額外收益。

不久前出臺的426號文也規定，合理小時數以內的電量，可全部享受補貼。超過合理小時數的電量，按當地火電基準電價收購，并核發綠證準許參與綠證交易。補貼和綠證的脫鉤為綠電交易創造了條件，也意味著綠證將成為新能源項目增加收益的重要途徑。

“企業需要更有力度的組合措施，包括碳交易、配額制等輔助方式，形成一攬子方案，哪種市場手段有效就用哪種。”一位業內人士說。