近日，国家财政部发布了《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》(财建〔2020〕426号)(以下简称426号文)，希望通过鼓励完善市场配置资源和补贴退坡机制进一步促进非水可再生能源平价上网，提出自2021年起实行配额制下的绿色电力证书交易，并以此替代财政补贴。
如何开源节流，解决巨额补贴拖欠问题是业界关心的话题。单纯依靠政府无法彻底解决，在可再生能源发电成本没有下降到一定水平时，资产证券化、碳交易、配额制等一揽子组合方式，或许才能破局。
以收定支“封口”补贴总额
从来源看，可再生能源补贴源于“可再生能源发展基金”，属于政府性基金，由财政部管理，每年都有预算收入和预算支出，纳入中央政府性基金预算。
这一发展基金包括国家财政公共预算安排的专项资金和依法向电力用户征收的可再生能源电价附加收入等。
其中，可再生能源发展专项资金是根据《可再生能源法》，由国家财政设立，中央财政从年度公共预算中予以安排，主要用于支持可再生能源开发利用的科学技术研究、标准制定和示范工程。
而可再生能源电价附加属于基金预算(即电价补贴)，主要用于补偿电网企业因采购可再生能源发电量所产生的费用高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额。对于 “自发自用余电上网”模式的分布式项目则是按度电补贴。
虽然电价附加标准已经在 2015 年底上调到 1.9 分/千瓦时，但仍存在较大缺口，2019年底电价补贴缺口超过2600亿元，2020年底缺口将突破3000亿元。 相关金融行业人士曾做过测算，假设电力需求每年增加4%，以每年缺口900亿左右计算，预计今后十年内依旧会到600亿以上，到2030年资金缺口可能达到1万亿。
2019年下半年，全国人大常委会组织开展了可再生能源法执法检查，指出补贴资金缺口产生并持续扩大的主要原因：一是2016年以后电价附加征收标准未及时调整，资金来源不足导致缺口逐步扩大;二是电价附加未依法严格征收，对自备电厂、地方电网用电长期未征或少征;三是一些地方规模管理失控，本地区可再生能源发电装机规模已远超国家规划确定的数量。
而导致补贴资金缺口更深层次的原因是，价格调整滞后于成本下降速度，使得价格和成本严重背离，刺激一些地方盲目核准、抢装机、抢上网。
有行业人士担心，近几年补贴缺口越来越大，给新能源企业造成大量的应收款，影响了企业的现金流和资金回笼，对企业资产负债表产生了持续的压力。
“目前已有很多的上市新能源企业由于资产负债问题，市场对其应收账款的拨备有所担忧，影响其估值。例如，港股中的华电福新、华能新能源等新能源企业正是由于其估值远远低于净资产，企业已经失去融资功能，其母公司选择私有化。可再生能源附加费在公布时，很多企业认为这是政府的一种资信担保，如果迟迟得不到解决，也会影响政府主管部门的信誉。”
此前，可再生能源项目的电价补贴一直由三部委(国家发展改革委、财政部、国家能源局)发布目录来确权，自2012年发布第一批可再生能源电价附加目录以来，至今总共公布了七批补贴目录。
但今年年初，三部委联合发布补贴新政文件《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》(财建[2020]4号)(以下简称4号文)做出了“新老划断”的制度安排，不再发布可再生能源电价附加目录，对于补贴新政文件印发前需补贴的存量项目，将按流程经电网企业、能源主管部门和信息中心审核后纳入补贴项目清单，并按阶段公布;前七批目录内项目直接列入补贴项目清单。
从目录制调整为项目清单制，意味着可再生能源补贴申报审批流程的简化，同时可加速发电企业的项目补贴确权及补贴兑付进度，利好企业融资以及电站交易。
此外，本次说明意见正式明确了补贴总额和年限，解决了项目补贴额度不确定的问题。
其中，可再生能源发电项目可以享受的补贴总额度=项目全生命周期补贴电量×补贴标准。项目全生命周期补贴电量=项目容量×项目全生命周期合理利用小时数。
“全生命周期合理利用小时数”，即一个项目在20年(生物质发电为15年)总共可享受补贴的发电小时数。这20年的补贴期是计算全生命周期合理利用小时数的理论最高年限。总补贴额和20年期限两者当中，先到即止。
对于存量项目，如果历史上实际发电小时数高于426号文公布的年均合理小时数，则补贴时限将不到20年，如果项目发电小时数低于合理利用小时数，最多补贴20年。这意味着，补贴发放将根据项目每年真实发电量来计算补贴，如果项目发电量高，就有可能提前结束补贴。
426号文连同4号文确认了可再生能源项目享受的补贴权益，同时也提出，明年开始，除了海上风电项目，不再新增需要补贴的项目。每个存量项目需要的补贴资金，按照该文件也可以进行准确测算。
可再生能源项目补贴小时数、年限、额度的明确，意味着可再生能源项目需要的补贴资金总额实现了封口，但庞大的资金缺口仍然是目前解决存量补贴问题最大的难点。
专项债、提升附加费、ABS、绿证、碳交易，谁是最优解?
此前，三部委尝试通过金融发债的方式解决存量补贴的资金来源。
今年7月，风能协会秘书长秦海岩曾发表署名文章建议，发行“政府支持机构债券”解决补贴问题。他认为，基于债券的绿色属性，可参考同期国债利率，以及当前资金宽松状况，发行利率有希望做到3%以下，甚至到2%。采取期满偿还的方式，每年从“可再生能源电价附加”资金拿出60亿—90 亿元支付债券利息，剩余资金支付当年补贴需求。到所有可再生能源发电项目补贴额度兑付结束，一次性全部偿还债券本金。
文章指出，根据 “可再生能源电价附加”资金的征收办法，考虑到今后全社会用电量的增长，以及实现应收尽收，乐观测算完成债券偿还需要20年。所以，债券的发行期限可定为20年。
但政策层面及业内对专项债发债主体的选择和责权，争议颇多。
今年7月，有媒体曾报道，财政部在研究通过国家电网和国家开发银行以发债方式解决可再生能源补贴拖欠问题的可能性，但目前难以确定消息真实性。
秦海岩认为，国网公司具备债券资金使用的便利性和技术手段。国网公司是可再生能源电力收购和电价结算、电费收取的主体。可再生能源补贴也是由财政部划拨国网后，由国网支付给发电企业。国网新能源云已用于今年的可再生能源发电项目补贴清单申报和复核工作，依托新能源云平台，能实现可再生能源电价附加的收取、可再生能源发电的电费结算、债券的偿还一站式完成。
但也有研究人士指出，国家电网成为发债主体的难度较大：“从发债主体承担的责任来看，电网不是金融机构，发行这类大规模的‘类政府债’是一个生产型企业不能承受的，发债带来的连锁反应可能导致企业资产负债率剧增。”
与汇金债、铁道债等政府支持类债券相比，汇金公司发行的汇金债，是代表中国进出口银行、中国信用保险等金融机构进行再融资，解决其资金紧缺问题，发债属于其业绩之一;铁路总公司作为生产型企业，其发行的铁道债也是用于投资其主业，与企业经营生产息息相关。而电网作为生产型企业，主营业务并非金融，发行可再生债券，和金融性企业发债的性质不同，与铁路用于投资主业的目的亦不相同。
相关人士表示，目前国内电网企业是主权级别评级，境外融资成本较低， 但负债率的大幅提升很可能使得债偿风险提升，会抬升资金成本，进而影响“一带一路”业务发展。
而如果是由国开行作为主体来发债，则其需要面对很多光伏和供电企业，从人员配备及经验来说，难以实行一对多的操作。有相关人士透露，如何把资金落实到成千上万的项目上是这一方案的关键。国开行在发债完之成后，将资金拨给电网公司分发，电网公司为代收、代发主体，按照补贴清单下发资金，是可行方式之一。
但发债的方案并非一劳永逸。
一位资本市场业内人士告诉eo，发债的原理是现在发债，等到10年之后可再生能源附加费超过了现在的需求，则会产生盈余，这种方法是以时间换空间，实际上是用以后的收入在补现在的缺口。
不过，由于资金缺口巨大，专项债仅发一次不够，很可能要滚动发行，且预计附加电价征收到2035年之后才有盈余，从时间周期来看，是非常长期的债券，在短期内很难彻底解决补贴问题。
收窄缺口是解决补贴拖欠问题的关键所在。
上述人士指出，从补贴源头来看，近几年中国的经济持续增长，且经济结构已经发生了变化，在一些东部发达省份及一些电价敏感性并不高的行业，可再生能源的附加费有一定上调空间。
“分地区、分行业，以结构化的方式适当上调可再生能源附加费，与发债结合起来，慢慢缩小补贴缺口，”他举例说：“在江苏、广东、北京、上海等地，不提高居民电价，以工业电价度电约六毛钱计算，附加费提高一分钱，相当于电价增加1.5%—2%。这些地区的工业用户具有一定的承受力。提高附加费，是现在的用户通过支付电费补缺口，能减少发债的额度，缩短还本付息的时间，会比单纯发债要有效。”
但当前经济下行压力较大，减税降费力度和规模不断加大，在回复温枢刚代表的信函中，财政部称当前暂不具备通过提高基金征收标准来解决缺口的时机和条件。
对于发债的提议，财政部也做出回复，“按照2019年9月4日召开的国务院常务会议相关要求，专项债不得用于土地储备和房地产相关领域、债务置换以及可完全商业化运作的产业项目。我们鼓励金融机构按照市场化原则，对列入补贴发电项目清单的企业予以支持，合理安排信贷资金规模，创新融资方式，加快推动资产证券化进程。”
信函中鼓励的绿色资产证券化实质是一种资产担保证券(Asset-Backed Security，简称ABS)，即不以公司作为承担还款责任的债务主体，而是剥离出一部分基础资产形成资产池，分级发行证券。
具有稳定收益的光伏、风电电站是发行绿色资产证券化产品的优质基础资产标的。这种方法将企业的主体评级和资产的信用评级分离，如果企业的绿色项目的信用等级较高，则企业就可借助发行绿色资产证券实现低成本融资。早前已有国电投、深圳能源和华能等企业发行过绿色ABS来缓解补贴拖欠造成的现金压力。
除此之外，政策层面也在缓解企业现金流压力。11月2日，生态环境部办公厅下发关于公开征求《全国碳排放权交易管理办法(试行)》(征求意见稿)，根据该文件，温室气体排放单位可使用国家核证资源减排量(CCER)来抵消其5%以内的排放量。用于抵消的CCER可以来源于可再生能源、碳汇、甲烷利用等领域减排项目。根据现有数据进行计算，预计可以给风电、光伏项目带来度电1.3—7.4分的额外收益。
不久前出台的426号文也规定，合理小时数以内的电量，可全部享受补贴。超过合理小时数的电量，按当地火电基准电价收购，并核发绿证准许参与绿证交易。补贴和绿证的脱钩为绿电交易创造了条件，也意味着绿证将成为新能源项目增加收益的重要途径。
“企业需要更有力度的组合措施，包括碳交易、配额制等辅助方式，形成一揽子方案，哪种市场手段有效就用哪种。”一位业内人士说。
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