作为本次美国两部门访华团的一个重要活动，美国能源部2015年4月15日于上海举办了清洁能源融资圆桌讨论会，邀请中美两国的政策性银行和商业银行与美国政府、中美两国的清洁能源企业开展对话，从不同角度介绍了各自的融资经验、产品、面临的问题和解决办法等。笔者参加了这次会议，并从商业银行的角度就清洁能源的模式、挑战、风险解决方案等问题进行了发言。下面对发言要点稍加增益，谈谈在这个领域的一些思考。
融资模式：旧瓶新酒
金融业和能源业从来就密不可分。大规模开采、加工和传输各种形式的能源本身就是高度资本密集的行业，资本成本（Capital Cost）是能源生产成本的一个重要构成部分，能源价格的波动还深刻影响了几乎所有耗能产业的融资风险。这也意味着，金融业与能源业存在某种模式的“共振”，比如能源结构的调整也意味着股本投入和信贷投放方向的调整，先进的能源技术实现商用以后可以迅速扩大融资规模等等。
然而，相比能源行业持续不断的**驱动和技术进步，金融业的融资模式和融资技术则已经基本成熟，任何一个项目的融资安排都是以降低融资成本、尽快完成融资为目的，在各种成熟的模式和技术之间进行选择和组合的过程。可以这样说，到目前为止，所有针对清洁能源的融资模式和融资技术都在传统能源行业的融资中使用过，没有哪一项是专门为某种能源“**”出来的。
对于能源业的融资，无外乎三种基本模式：一是针对能源企业授信，大型的能源公司因为悠久的经营历史、庞大的资产规模、可观的盈利水平，很容易从银行或资本市场融资；二是针对某项成熟或低风险资产授信，比如对于某块探明了可开采储量的油气田专门进行融资，或者近年来为数不少的针对上下游已锁定的LNG终端的融资；三是针对某个还款来源清晰、可靠的项目授信，如为各式各样的独立发电厂项目（IPP）提供融资。这三种基本模式有时会在一个具体的交易中混合使用，但侧重点各不相同。
对于新兴的清洁能源融资而言，融资的基本逻辑是一样的，是融资模式的“旧瓶”装上了清洁能源的“新酒”。在早期，很多传统能源公司为了增加配置清洁能源、可再生能源的资产，或者为了提升传统能源资产的清洁水平，往往直接利用自身信用进行融资；后来，随着开发经验的积累、资本市场对清洁能源的接纳，可以直接基于成熟项目进行融资或再融资，也可以针对收入稳定的新建项目安排项目融资（Project Finance）。此外，资产权益的抵质押、项目账户的设置和监控等非常成熟的融资技术，在清洁能源融资领域也得到广泛利用。
融资竞争：各有短长
毋庸讳言，清洁能源融资*大的竞争来自传统能源融资。一方面，传统油气开发、化石能源电站等行业高度成熟，盈利可预期，还款能力经过了长期反复检验，资本市场对其认识较为**，认可程度也较高；另一方面，清洁能源和相关技术仍在快速发展过程中，很难说哪一个技术路线和演进方向一定成功，商用以后的盈利情况参差不齐，还款能力对财政补贴等政策利好十分敏感，资本市场的担忧在所难免。
但是，从中长期看，清洁程度较低的传统能源面临着越来越大的舆论、政治和社会压力，这增加了针对此类能源融资的风险；进一步讲，随着能源定价机制的完善，传统能源的成本将更**地反映其真实的生产和外部性成本，过去较为充裕的还款能力会受到冲击。对于这些问题，资本市场也是心知肚明的。
当然，*能说明资本市场真实看法的，还是真金白银的投入规模。根据联合国环境规划署（UNEP）每年公布一次的《全球可再生能源投资趋势》（Global Trendsin Renewable Energy Investment），2014年全球可再生能源投资（包括股本金投入和债务融资两部分）共计2700亿美元，比2013年大幅上涨17%，仅比2011年2790亿美元的历史纪录低了3%。根据同一份报告，2014年可再生能源发电的全球装机规模**突破100GW，达到了103GW，相当于美国全部核电的装机规模；而可再生能源的全部发电则占到了全球发电量的9%。
需要指出的是，在发电领域，由于单位装机容量造价仍然较高，同样1亿美元的总投规模，可形成的新增清洁电力装机容量要少于传统化石燃料装机容量。这给很多需要快速增加发电能力、解决经济发展供电瓶颈的不发达国家造成很大的压力，在资金短缺和短期发展目标压倒长期可持续发展目标的情况下，燃煤电站等传统化石燃料电站仍然是不得不做的现实选择。
虽然缺乏**的统计，金融业内一个普遍的看法是：清洁能源、可再生能源项目的融资价格相比传统能源项目要高。背后的原因主要有两个，首先当然是风险高低不同，其次就是传统能源领域的借款人议价能力普遍较强，而清洁能源行业的融资主体一般都是中小型公司。但从趋势看，这个领域金融机构之间的竞争也在加剧，融资议价能力的因素会逐渐变得不太重要。
虽然全球范围内清洁能源的成本在不断下降，在目前阶段，一定形式的清洁能源补贴仍不可少，甚至是获得融资的关键因素。根据近期英国风能协会（British Wind Energy Association）的测算，直到2020年，英国大规模的陆地风电场发电成本可以降低到65-75英镑/MWh，与英国的燃气联合循环机组相比具备一定程度的成本优势。这也意味着未来五年，陆地风电很难在公开市场与其他形式的能源展开竞争，补贴仍然需要。
除了广为人知的电价补贴和税收优惠，融资支持也是清洁能源补贴的一种通行模式。例如在本次圆桌会上，美国进出口银行介绍了对于清洁能源技术的出口融资支持措施，其中*具含金量的就是长期信贷支持产品。在这一产品项下，如果一家中国公司进口了美国的清洁能源技术，就有资格申请美国进出口银行提供的长达18年、固定年利率2.79%的融资或担保支持，与资本市场上7年左右、年利率5%上下的商业信贷相比**竞争力。
融资挑战：问题依旧
虽然清洁能源融资仍是在成熟的融资模式框架内进行，但与传统能源融资相比，仍然面临几类较为特殊的挑战：
一是管制政策框架的稳定性、专业性和有效性。能源行业是高度“管制敏感（regulatory sensitive）”的，立法和政策的风吹草动都可能引起重要的行业变化，对于清洁能源尤其如此。虽然从全球范围内来讲，清洁能源是管制者较为偏好的能源，但这并不意味着一定能有一个稳定、专业、有效的管制框架。
比如因为各国政治周期的变化，导致对清洁能源管制政策、财政支持力度和方式的频繁调整，打乱资本市场的预期；因为管制机构缺乏对清洁能源投融资的深入研究，导致投机者利用管制漏洞套利，偏离原有政策目标，而管制者反过来实施对所有投资者的惩罚性措施。
近年来比较经典的案例是2013年保加利亚政府宣布回溯性地向入网的可再生能源电站征收高额所得税和入网费，严重扰乱了保加利亚的清洁能源市场，打击了相关企业的营收和盈利，不仅抬高了此后保加利亚清洁能源项目的融资价格，甚至一度导致不少项目融资终止。
二是财政补贴承诺的可执行性（enforce ability）。根据国际能源署（IEA）发布的《2014年清洁能源进度报告》（Tracking Clean Energy Progress 2014），全球各国政府目前每年给可再生能源1000亿美元补贴，这还不算各项税收减免等财政性措施。问题是，这种补贴长期可持续么？如果不可持续，是否意味着从长期来看，财政的补贴承诺存在可执行性的问题？
2009年全球金融危机之后的这个经济周期里，无论大国小国，政府支出压力都在增大，财政需要花钱的地方太多，如危机时刻的刺激性开支、社保医保开支、地缘政治风险加大后的**防务费用，这都属于财政刚性支出。比较而言，清洁能源补贴支出刚性较弱，降低或取消的政治代价基本可以接受，而且政府在应该履行补贴义务时，增加清洁能源装机容量的政策目标已部分实现。
这些因素都为清洁能源财政补贴能否顺利执行打下问号。这也解释了为何在财政纪律比较严格、补贴承诺履行比较好的德国，清洁能源融资较为便利，而在某些风能、太阳能资源禀赋好得多的国家，融资却不那么容易。因此，对于清洁能源的开发商和融资银行而言，即便是签署了完善的法律文件，仍然需要关注补贴如何执行与是否到位的细节问题。
三是清洁能源传输系统/输变电能力的约束。我们现在使用的输变电网络基本还是按照化石能源为主的能源结构设计的，连接规模经济效应显著的大型基荷电站和电力消费中心，运行模式是在**稳定的硬约束下实现效率优先。但是某些重要的清洁能源的生产本身较为分散（主要指风电、太阳能），可靠性也低于化石能源基荷电站，稳定并网的问题就凸显出来了。虽然分布式发电、智能电网、大规模储能等技术正在兴起，但从融资的角度看，如何确保某些清洁能源顺利上网并输送到终端用户，实现生产和消费的良性循环，仍然是一个不容忽视的风险。
四是清洁能源的比较成本劣势。融资过程是很“残酷”的，除了独奉还款能力为圭臬外，其他“说辞”很难奏效。以太阳能电站为例，根据上述《2014年清洁能源进度报告》的预测，即便到了2025年，从全球范围看，太阳能发电的成本仍然显著高于2013年新建的燃煤电站项目；而仅有部分太阳能发电可与联合循环燃气机组在成本上一较高下。这就意味着对太阳能发电的信贷投放面临明显的产品成本风险，必须通过财政补贴、税收减免、���度优先等政策性利好进行对冲，否则这类清洁能源仍然难以独立达到可融资（bankable）的标准。
上述四类清洁能源融资面临的挑战，广泛地存在于不同的国家和地区，是共性很强的风险因素。任何一个进入操作阶段的清洁能源融资，都多多少少需要研究和规避这些风险，而且融资的速度和价格往往也直接受这些风险大小的影响。对应地，金融机构也探索出了一些清洁能源融资的风险解决方案。
风险解决方案
严格来说，风险很难被“彻底”解决，但按照融资的术语，是可以缓释的。从实践操作来看，除静态的抵质押措施外，制订和执行风险解决方案有两条路径，一是找到风险承担者，二是以合适的价格把风险卖掉。前者是说把特定风险配置给对该风险特别偏好或特别有能力处理的一方，后者是说如果有足够多的数据和足够发达的金融市场，你不想承担的风险可以一定的对价转让给其他方。清洁能源融资的风险，基本上也可以循这个思路来进行缓释。
首先是更均衡、精巧的风险分担机制。清洁能源融资的风险可以深度细分，比如工程和技术风险、政策和政治风险、财务风险、能源消费方的付费风险。今天的清洁能源融资，可以很细致地把这些不同种类的风险归由具体项目的投资人、开发商、承包商、保险机构、银行、当地政府各自分担，分担的方式可以采用签署有法律约束力的保函、开立设置相关条件的备用信用证、存入一定额度的保证金等模式。
风险分担之后，也必须匹配对应的收益。比如项目承包商如果接受了总承包合同里非常严格的义务条款，合同价格就会更高；如果投资人承担的风险多一些，融资利率就会下调一些，增加投资人回报，等等。风险分担还可以一定程度上解决项目中的激励和约束问题，防止风险承担过于集中造成其他参与方搭便车。
其次是数据的积累、分析和风险定价更趋完善。清洁能源融资的早期，数据是十分缺乏的，对项目违约的概率分析很难做到十分准确，在这种情况下，资本市场和金融机构都倾向于融资高定价。随着大量清洁能源项目开始运行，数据样本快速扩大，不同风险因素对项目破产和违约概率的影响在统计和计量上越来越清楚，使得金融业对清洁能源的风险特点有了更深入的认识，加上金融机构之间的竞争，使得融资价格可以不断下降到合理的水平。
实际上，不仅清洁能源融资的**市场非常活跃，不少已建成的清洁能源项目在二级市场也在频繁交易，不少机构投资者和银行都在积极把清洁能源资产配置到自己的资产组合中去。在投融资活动高度技术化、标准化的今天，这是清洁能源风险定价趋向成熟的标志。
此外，金融业对全球主要能源消费国的能源和电力体制改革也持正面态度，这些改革的主要共同点是都推出了对清洁能源和相关技术的政策利好，都推动本国的能源体系对外开放。不论执行效果如何，这种中央政府层级的、强有力的改革承诺，有利于引导投融资的预期，提高事后违约的政治成本和国际声誉成本，均有利于更大规模的清洁能源融资。
在一定程度上，能源与金融一直处在相互塑造过程中。目前，全球能源市场正在发生深刻的变革，能源的生产和消费结构都在酝酿重大的变化，清洁能源的崛起可以说是其中*有趣、*重要的一部分，金融不可能置身之外，只会更深地参与其中。
还是那句话：现在已很精彩，未来更加可期。
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