新能源融资困境七大破解之法

1.鼓励平价电站的未来收益权融资

随着新能源行业内的技术进步和规模化效应，光伏发电从2019年开始批量推进平价上网项目，预计在“十四五”初期全面摆脱补贴实现平价发展，风力发电也将在2021年后进入平价发展阶段。与需要补贴的存量项目不同，平价新能源项目的收入完全由电网按月结算，生命周期内的现金流稳定可靠，容易测算未来收益。而且与商业地产等其他行业的长期收益类项目比较，新能源电力的付款方一般是国有电网公司，付款保证更加可靠。

平价新能源电站的未来收益权是一项长期稳定的现金收入，适合在金融机构办理质押贷款或发行其他金融产品，降低新能源企业的融资成本，实现新能源项目的滚动开发。

未来一两年是平价新能源发电项目逐渐步入市场的初期，应当鼓励各类金融机构解除以往对补贴类项目的现金流顾虑，积极创新合作方式，如果能够将收益权资产开发成证券化的金融产品向投资者销售，企业就可以进一步获得更多的低成本资金，形成项目建设开发的良性循环。

2.明确平价新能源电站的定价机制

平价项目的现金流稳定性高于此前的补贴项目，但也存在一定的变数。对于2019、2020年并网的光伏平价项目而言，企业可以享受20年固定上网电价不变的保护政策，测算未来收入时只需要考虑自然资源、保障小时数政策、电量交易价格、限电等因素，总体而言风险可控，预测简单。

2020年后，随着电力销售价格变为基准电价与浮动市场化机制相结合，电网的脱硫煤电价将开始波动。如果继续以脱硫煤电价作为新能源电站的电力销售价格，那么将直接影响2020年后新增光伏、风电电站的上网电价，使得未来项目的收益率测算复杂化。在燃煤发电电价进入浮动机制后，如何对新能源发电上网定价，新能源电力参与电量交易竞价时如何保障价格，相关的政策机制还有需要完善的部分。

3.建立统一透明的新能源电站评价标准

新能源电站资产的评估模型在不同的企业、金融机构之间各有不同，每家都自行制定内部测算和检测标准，这导致不同的金融机构和企业往往对同一个电站有不同的价格预期，增加了商业合作的难度。

目前市场上有专业的第三方专业评估机构提供电站评估服务，但评估标准每家机构也各有不同，评估结果还不能被广泛接受，评估标准的中立客观性没有 得到足够检验。

随着新能源平价时代的到来，电站交易及基于电站资产的金融产品都会持续增加，市场需要一套统一、科学、透明的电站评估标准，才能助推新能源资产的交易和融资。

电站评估标准的目的是通过充分考察目标项目的规范性、财务状况、合法性、建设质量、电站性能、发电性能、安全性等状况，为市场上各方提供可以一致接受的评估决策依 据，保证电站在收购后可以稳定高效运行，同时避免潜在的法律和财务风险。

4.推动新能源资产证券化

资产证券化是以剥离企业的一部分基础资产作为资产池，作为还款来源发行的证券，还款主体是资产池而不是企业自身，因此就隔离了投资者和融资企业自身存在的风险。新能源资产证券化就是建立以新能源电站资产为主的资产池，并以此为基础发行具备流动性、可以在金融市场上自由买卖的证券。

对于企业来说，将电站资产证券化意味着出让项目的未来预期收益，由此不但能够获得资金，负债又不会体现在企业的资产负债表上，可以帮助企业优化资产结构。

项目的资产权虽然在资产池内，但运营和决策权依然归原企业所有。将未发放的可再生能源补贴资金作为基础资产进行证券化，可以帮助企业盘活沉淀资金，缓解现金流压力，增强资产的流动性。因此可以说，资产证券化是解决新能源电站资产流动性差问题的最佳方案之一。

资产证券化作为一种企业融资手段，融资成本也是企业关注的重点。资产证券化从理论上说由于能够减少中间费用，而且可以在信用等级高、债券安全性和流动性高、利息率较 低的国际高等级证券市场筹资，可以降低企业的融资成本。但在实际操作中，根据现行税法，企业在交易证券化资产时将产生一定的税费，导致总体融资成本增加，可能高于银行的贷款成本。

资产证券化与新能源电站的结合已经讨论了多年，但是在市场的成功案例却寥寥无几，原因还是在于我国金融机构和投资方的惯性思维。目前金融机构对资产证券化主体的评级要求至少为AA+，实际上投资者要AAA主体发行的才愿意购买。

资产证券化尽管在设计上隔离了企业风险和资金池，但实际操作中金融机构和投资者都仍然把目光都盯在企业的评级上。这也是为何新能源资产证券化经过多年讨论，至今只有深圳能源、华能、国家电力投资集团这样的企业才有过成功发行的案例。

在2020年2月国家财政部、发改委、能源局发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》中明确提出：“鼓励金融机构按照市场化原则对于符合规划并纳入补贴清单的发电项目，合理安排信贷资金规模，切实解决企业合规新能源项目融资问题。

同时，鼓励金融机构加强支持力度，创新融资方式，加快推动已列入补贴清单发电项目的资产证券化进程。”国家对于新能源资产证券化是支持和推动的，但政策上仍然需要进一步明确资金池与企业运营风险的隔离，打消金融机构与投资者的顾虑，并且逐步开放评级较低的中小企业参与资产证券化的机会。

5.研究并公布历史补贴拖欠的长效解决办法

可再生能源补贴基金的每年的征收金额，与补贴需求相比有较大的缺口，除非提高每度电1.9分的可再生能源附加费，否则补贴基金累积缺口还会继续扩大。即便如此，财政部门 也应当根据目前每年可再生能源补贴基金的征收额，尽快研究制定出一套长期的支付拖欠新能源补贴的解决办法，明确未来补贴发放的时间节点，以及能够发放的补贴的金额，消除补贴发放的不确定性。

研究制定的补贴发放办法应当实事求是，对可再生能源补贴基金量入为出，具备切实的可行性。即使发放速度和金额可能低于此前部分企业的期望，但仍然是有必要性的。只要补贴发放能够有确定的时间节点和额度，那么企业和金融机构就可以详细的测算每个项目生命周期内的现金流，金融机构可以根据未来现金流评估融资风险，盘活企业持有的新能源电站资产，降低融资难度。

6.发行配额绿色电力证书

同样在《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》中，财政部、发改委、能源局提出“自2021年1月1日起，实行配额制下的绿色电力证书交易，同时研究将燃煤发电企业优先发电权、优先保障企业煤炭进口等与绿证挂钩，持续扩大绿证市场交易规模，并通过多种市场化方式推广绿证交易。企业通过绿证交易获得收入相应替代财政补贴。”

一旦建立起绿色证书约束交易机制和市场，那么无疑将缓解电价补贴资金缺口问题，以及未来可能为无补贴可再生能源提供额外收益。

7.继续试点创新性的新能源融资模式

近年以来，新能源企业也尝试了采用一些创新的融资模式，例如互联网平台融资、众筹、YieldCo等，但往往因为金融产品不成熟，融资渠道未能打通，国内市场接纳程度低等原因很少见到成功案例。

部分企业此前采用互联网金融模式融资，还面临着合法性、资金安全等风险，也都先后终止了相关尝试。“十四五”期间，对于新能源企业合法、安全、低风险的创新性融资模式，应当继续加以鼓励，拓宽企业的融资渠道，希望实现新的突破。

作者供职于龙源电力集团新能源发展研究中心