7月初，农行孝感分行向中广核湖北大悟风力发电有限公司发放全国首笔可再生能源补贴确权贷款950万元。至此，今年3月发改委提倡的补贴确权贷款首次落地。
长期以来，政府部门对于新能源行业的支持政策主要集中在开发、并网、电价环节，财税政策虽有优惠但并未被企业充分使用(比如所得税三免三减半政策)，投融资领域的鼓励政策则更加少见。
补贴确权贷款政策的出台与闭环，是新能源行业支持政策多元化的一次尝试。不过，虽然补贴确权贷款的提出是为了解决补贴拖欠矛盾，但申请补贴确权贷款本身并不能从根本上解决补贴拖欠难题。实际执行中还会遇到适用范围狭窄、补贴确权困难、还款预期不明等诸多障碍，最终可能使其成为一个只是看上去很美的政策。
新政策
2021年3月，国家发改委、财政部、央行、银保监会、能源局五部委联合发布《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》，建议金融机构充分认识风电和光伏发电等行业健康有序发展的重要意义，针对部分发电企业的现金流紧张问题，按照市场化、法治化原则，提出纾困措施，合力渡过难关，支持行业健康有序发展。具体落地方式包括存量贷款和新增确权贷款两个方面：
针对短期偿付压力较大但未来有发展前景的可再生能源企业，建议金融机构在风险可控、自主协商的原则下予以贷款展期、续贷或调整还款进度、期限等安排;
针对已纳入补贴清单的可再生能源项目所在企业、已确权应收未收的财政补贴资金，鼓励金融机构发放补贴确权贷款。
老问题
造成新能源企业的资金紧张的核心原因并不是企业主动经营不善，而是补贴被动拖欠。
补贴需求主要来自在运含补贴风电、光伏、生物质项目的度电补贴;补贴资金则源于以各省(西藏以外)第二、第三产业和居民用电量为基数的可再生能源电价附加。(详见《从中央财政预算看可再生能源补贴的前世今生》)
由于十三五期间需要补贴的可再生能源装机和电量(尤其是光伏)增速远超全社会用电量增速，同时为降低企业用电成本2016年以后电价附加征收标准未做调整，因此可再生能源电价附加连年入不敷出，加之自备电厂等主体电价附加征收不利，使得补贴形势进一步雪上加霜。
截止2019 年底补贴缺口超过2600亿元。由于2020年财建4号文和5号出台前，发改委、能源局都没有组织过第八批可再生能源补贴目录申报，为此2016年3月以后并网的含补贴项目是补贴拖欠的重灾区。
以一个2016年底并网、年发电2000小时、标杆电价0.6元/kwh，月结火电基准价0.35元/kwh的典型5万千瓦风电项目为例，如果动态总投资4亿元，其中80%为长期贷款，按照14年还款期、利率4.65%来计算，前5年年均还本付息金额在3800-3300万元不等;在补贴拖欠的情况下，每年现金流入只有火电基准价对应的现金流入3500万元左右，支付运维管理费用后，难以足额覆盖还本付息需求。
而且这还是在月结电价没有任何折扣的理想状况下，实际上三北地区新能源项目还需要参与市场化交易，实际现金流入更低。比如近年来，蒙西地区新能源项目超过基本电量部分的交易电价仅为0.0557元/kwh，而且在火电交易电价伴随电煤价格上涨被允许上浮10%的情况下，新能源交易电价未见任何同步上涨迹象，新能源电价的歧视性低估已经显而易见。
从另一方面来讲，发电企业因补贴拖欠而产生的现金流困境只是短期矛盾，并非总量不足。未来，如补贴政策不再进一步调整、含补贴项目到期退役减少补贴需求分母、全社会用电量增长可扩大补贴来源分子后，应收补贴款会逐步得到偿还。在这种状况下，针对存量贷款提出展期、续贷等调整安排也是很自然的行为。即便没有政策，银行也会自发与企业协商，政策的出台则加速了银企协商的进程，并让银行的行为更显大局观。
落地难
相比，确权贷款的提出属于业务创新，但实际执行中将会遇到诸多挑战。
哪些主体可以做确权贷款?
根据政策，主体应为已纳入补贴清单的可再生能源项目所在企业、额度应为已确权应收未收的财政补贴资金规模。是不是只要存在应收补贴款的主体就可以申请补贴确权贷款?并非如此。
新能源项目普遍采用项目融资模式，长期贷款/融资租赁比例一般为静态总投资的70-80%，贷款比例的高低和贷款条件的好坏直接取决于项目应收账款的多寡与账期，因此应收账款质押是取得长期债权融资的必备条件。
作为应收账款质押范围内的应收补贴款，实际取得后应优先偿还建设期长期贷款或融资租赁贷款。换言之，如果企业将已经全部质押过的应收账款当中的一部分拿来再贷款，本身就存在权利瑕疵。
实际执行中更大可能的场景有两种：一是项目端，选择全投资方式、或者贷款余额已经偿还、应收账款没有被质押的项目开展确权贷款业务。二是从债权人角度，确权贷款行与原建设期贷款银行一致，使得新老债权人之间没有利益冲突，这种方式下的确权贷款事实上是对原贷款还款方案的调整。无论那种情况，政策整体适用的企业和项目范围都会明显收窄。
如何确权补贴额度?
根据政策，企业申请补贴确权贷款时，需提供确权证明等材料作为凭证和抵押依据，如补贴清单和企业应收未收补贴证明材料等。
项目有没有进入补贴清单是清晰可见的，但应收未收补贴证明材料则是模糊的。
从会计准则的角度出发，除其他条件外，开具发票是常规收入和应收账款确认的重要条件。而由于补贴存在长期拖欠，电网公司往往在确定发放某一笔补贴收入前才会通知发电企业开具对应金额的发票。在没有实际取得补贴收入之前，发电企业只能以标杆电价政策为依据，暂估应收补贴收入。
申请补贴确权贷款时要提供的“应收未收补贴证明材料”具体指什么?政策没有明述。如果指的是标杆电价政策，那么不存在实质障碍;但如果要求电网公司提供第三方证明材料，难度就会很大。
应收补贴何来还款预期?
即使满足了上述条件，想要顺利发放补贴确权贷款，还存在一个核心障碍——补贴还款预期如何?
结合历年中央财政预算和未来全社会用电量增速来预测，十四五期间全国年均可发放的补贴资金总量在900亿元左右。考虑到2020-2021年陆上/海上含补贴风电项目抢装，十四五期间风光生物质年均补贴需求将在1800亿元左右，加上历史累计拖欠的2600亿元，应收补贴滚动清偿比例应在20%左右，但实际支付频率和比例缺乏公开和明确的预期。
而且，根据最新发布的《可再生能源电价附加补助资金管理办法》，除光伏扶贫、自然人分布式、参与绿色电力证书交易、自愿转为平价项目等项目可优先兑付补助资金外，其他存量项目由电网企业按照相同比例统一兑付。改变了以往逐年清偿、先进先出的应收补贴偿还方式，给企业证明”收到的补贴款是发放确权贷款对应的补贴款“进一步增加障碍。
绿证何能卖两遍?由于年均偿还比例仅为20%左右，补贴确权贷款应至少需要5年以上的时间才能足额还本付息，属于长期贷款，即使是采用4.65%的LPR利率，融资成本仍然可观。
对此，政策明确，补贴确权贷款的利息由贷款的可再生能源企业自行承担。为缓解企业承担的利息成本压力，国家相关部门研究以企业备案的贷款合同等材料为依据，以已确权应收未收财政补贴、贷款金额、贷款利率等信息为参考，向企业核发相应规模的绿色电力证书，允许企业通过指标交易市场进行买卖。在指标交易市场的收益大于利息支出的部分，作为企业的合理收益留存企业。
但是，绿色电力证书的提出也是为了缓解补贴拖欠，含补贴项目取得了绿证收入后就无法在取得补贴收入，二者不能得兼。根据国家发改委、财政部、能源局在2017年发布的《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，”绿色电力证书认购价格按照不高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额;风电、光伏发电企业出售可再生能源绿色电力证书后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。“
因此，绿证交易收入应收补贴确权贷款的本金来源，而非利息来源并能产生额外收益，通过卖绿证收益来支付利息的说法缺乏合理性。
综上所述，补贴确权贷款是鼓励政策多元化的一次尝试，但企业申请补贴确权贷款将会遇到适用范围狭窄、补贴确权困难、还款预期不明等诸多困难，实际可操作性和效果还有待观察。相比之下，如何加强征收力度、加快支付频率、给发电企业明确的偿付预期是有关部门更应该思考的问题。
而从产融结合的角度来看，3060目标下新能源行业早已不属于行业本身。作为气候变化的解决方案提供商，在诸如建筑、石油、煤炭等被替代行业估值下降的背景下，新能源行业将会吸引越来越多的非传统电力行业企业投资，金融机构对新能源行业的态度也会更加友善;同时，伴随电力市场和碳市场的建立健全，电力和绿色价值将不仅回归商品属性，还会越来越凸显其金融共性。电力现货市场将是24小时不间断的股市，电价、碳价将会指数化，期货期权等产品因此衍生。补贴确权贷款未必是一块好的敲门砖，但未来，在电力行业投融资与电力产品金融化方面将有更多值得期待的事情发生。
