多维度分析我国可再生能源补贴拖欠的解决方案

根据相关数据，截止2017年底，我国可再生能源补贴拖欠的额度已超过1000亿元。而在这巨额补贴拖欠的背后，既有我国可再生能源行业过快的发展速度，也有产业扶持政策弹性难以适应技术进步的超常发展，补贴资金需求增长与社会承受力有限的矛盾。而在我国工商业用电电价不断下调的趋势下，可再生能源电力附加持续提高的可能性依然较小。在这样的大环境下，还可以通过哪些方式来解决补贴拖欠问题?本文或将可以提供几点不同的思路。

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我国新能源行业的发展有目共睹。通过相关政策的扶持、技术的进步以及产业规模的提升，在近年成为中国制造的一张名片。不仅为世界能源发展的未来做出了巨大的贡献，也给我国的环保、能源及制造业带来了新的发展契机。然而，伴随着行业的发展及规模的提升，新能源行业也不可避免产生了一系列的问题。弃风弃光、补贴拖欠、企业破产等相关报道不时出现在眼前。技术性因素及用电需求的周期性，有其发展过程及规律，而资金瓶颈以及制度探索就成为我们最关注的话题。

一、新能源补贴困境产生的原因

通过数次调整，我国当前可再生能源附加费的征收标准是0.019元/千瓦时，由国家财政年度安排的专项资金和依法征收的可再生能源电价附加来组成补贴资金池予以支付。由于行业初期基数低，在2015年之前的项目，补贴发放紧张有序。也正是依托于相关扶持政策的有效开展，迎来了新能源行业蓬勃发展的春天。

然而随着技术进步、产业规模优势等诸多非线性因素，在2015年开始，新能源行业特别是光伏行业的发展在现有政策条件下呈爆发性增长趋势。截止2017年12月全国光伏累计装机规模达到130GW以上，风电累计装机规模达到164GW以上。其中光伏行业2017年一年就完成建设规模53GW，相当于之前数年的总和。超过德国历史总装机的43GW，更是法国历史总装机8GW的数倍。与之相对应的背景，却是用电需求增长缓慢与常规发电能力的周期性富余。

产业扶持政策弹性难以适应技术进步的超常发展，补贴资金需求增长与社会承受力有限的矛盾，构成了补贴拖欠的基础环境。

二、压垮新能源补贴的稻草在哪里?

我国光伏上网电费结算包含两部分，即当地脱硫煤电价+可再生基金。每年度国家相关部门会出台不同地区的标杆电价，供业主开发决策。在项目建成后，脱硫煤电价部分可以即时从电网正常结算，而补贴部分需要集中上报后，由资金池统一安排。不同年代及区域，脱硫煤电价与补贴占标杆电价比例不等，补贴所占份额整体在55%-80%区间。在补贴整体支付不到位的情况下，导致新建光伏电厂的现金流仅为正常值的20%-45%。

能源行业是重资产、长周期、低回报的公用事业投资，其核心运营背景是用低成本长周期的资金去开发一个中等回报的项目，体现为综合能力的博弈。需要依靠长期持有运营的不间断现金流来支撑前期巨大的金融成本。光伏行业盈利模型中所依托的现金流出现变化，势必影响到整个项目的合理收益与融资安全。

我们大家都知道，即便不算前期准备工程，火电建设期通常为3年，水电建设期3-5年，核电7-10年。而光伏行业的建设期仅为3-6个月。相对于常规能源建设期都需要承担的大量资金支付压力及建设期利息，光伏行业的短平快属性有着天然的优势。即便在弃水、限发周期，常规能源也可以经受多种压力的考验。可为什么新能源行业对于现金流是如此的敏感?

首先，业主的专业性，资金实力，以及技术的可靠，保证了项目合理的现金流和盈利水平。新能源行业建设期短，除了关注长期收益的投资者，不可避免也吸引了大量的短期投机资金。这些资金与常规能源开发体系不同，借助信托、融资租赁及民间借贷等方式，通过3-8年期中短期借款以及8-12%的利率，来谋求10%的项目回报率。相对常规能源6-7%的回报率，新能源项目催生了对于高成本资金的需求。而高成本资金进一步加重了项目成本，造成清洁能源成本下降幅度收窄。如果建成后短期能够取得长期低成本资金的支持，就可以获取快速周转能力。否则短贷长投在当前补贴现状下，现金流断裂也就成为重大隐患。

其次，常规电源开发采用“资本金+贷款”方式，而相当一部分新能源业主由于自身基础薄弱，无法取得银行贷款支持的项目，通常采用融资租赁等其他金融手段。除了资本金比例等约束性条件外，往往项目通过全额资金建成后，才能开展融资业务。一方面造成部分新能源项目在资金利用率降低，而另一方面其只能通过产业链资金链协作来减少初始压力。

随着产业增长绝对值的爆发性增长以及行业自身整合，上游企业越来越呈现集中化的趋势。电站开发企业的资金压力快速集中的传导到上游企业，从而产业链面临流动性障碍。一部分拥有产能优势的企业，不愿意承担相关风险，出于各种考虑参加到自主开发的大军中，看似成为一体化企业。但制造业与公用事业天然的鸿沟，无不给行业进一步发展背上了沉重的枷锁。另一部分拥有上市公司的企业，则借助定增等途径来转移压力，谋求借助公众投资者的力量解决问题。但是当证监会颁布相关细则之后，在18个月方可定增一次、单次不得超过原份额20%的硬性规定下，也逐步冷静下来。

第三，中国的新能源行业已经拥有累计300GW以上的总规模，行业总资产超3万亿元。严格来说新能源行业已经不“新”，根本就是一个产业链及其完善的常规行业。其投资方主要划分为上市公司、国企和民企，分别通过新能源基地、地面大型电站及分布式电站等多种形式持有。不同投资主体之间，缺乏灵活多样、公开透明的交易渠道，使得项目评估、交易之间存在着众多的不便，进一步增加了交易成本，影响了资本的再平衡效率。能源行业从来都是逆周期投资，否则能源周期与经济周期不匹配，自然导致拉闸限电与弃电的不时出现。然而逆周期投资带来的现金流压力也就更大，这一切都使新能源企业的生存环境愈加复杂。

三、曙光

2015年以来，我们总计建设了价值2万亿元的近200GW的风光电站，该部分年发电量为3000亿度左右。虽然占总发电量的比例不高，但目前已形成每年1000亿左右的补贴现金流缺口。在当前社会用电成本难以提升的情况下，主要需要依赖销售电量的稳步增长，来提升资金池的总体规模。毕竟我们处于一个经济新周期之中，2017年度用电量增速超过6.5%。我们也需要坚信当前所面临的补贴危机不是政策偿付性风险，而是流动性困境。伴随着去补偿政策的落地，补贴总额与基金池增长之间的天平会逐步倾斜。在当前用电增速下预计到2021年，现有的项目将可获得相关资金的下发。

据统计，煤炭行业总资产规模为5万亿元左右，就业人口600余万人。新能源行业总资产3万亿元，就业人口逾400余万。行业总资产规模、就业人口丝毫不亚于煤炭行业。当年煤炭行业面临困难，出台数千亿专项资金成功扭转了行业下行趋势，并且保证了良好发展。考虑到新能源行业自体体量已经巨大，其中有大量中短期资金面临偿付困境，如果放任不理势必在新能源、金融、政策信用等多个层面面临挑战。我们当然可以通过临时性的行政强制手段来延缓投机性高杠杆崩溃的风险，从而避免短期1000亿补贴现金流引发的难题，但若能利用政策及市场的多种手段相结合，相信会取得更好的效果。

在我们耳边，向其他发达国家学习的声音不绝于耳。大家的着眼点都在于其对于新能源补贴的相对值和能源结构占比。然而对于其资源禀赋和补贴总量、销售电价、产业结构及投融资模式却鲜有研究。在常规耗能产业向中国转移的基础上，西方发达国家得以转嫁环境成本并获得不平衡收益。但随着生产能力的优势、产品附加值的提升，创新意识增强以及新清洁耗能产业的发展，西方原有赢利体系已被打破，中西方世界的用能水平都将站在新的起跑线上发展。通过政策及金融多重手段，只要着力化解存量新能源电站的流动性危机，就将进一步让我国的新能源企业获得充足的现金流，得以健康安全发展。轻装上阵的低成本可持续新能源体系，将在我们未来的能源结构中拥有更高的比例，从而在新时期的竞争中取得先机。

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光伏产业发展到今天，已经成为能源替代不可阻挡的重要力量。然而，在产业高歌猛进的同时，由于产业扶持政策弹性难以适应技术进步的超常发展，补贴资金需求增长与社会承受力有限的矛盾，构成了补贴拖欠的基础环境。

补贴延迟发放和补贴来源枯竭成为了行业发展的心腹大患。为今之计，不能只是单纯的从增加可再生能源附加一个手段来解决补贴问题，而是应该从多方向、全社会的角度来多管齐下，方能降伏这个可再生能源发展道路上的拦路虎。

一、以财政金融政策妥善解决存量补贴问题

从3月6号白城领跑者项目报出0.39元/千瓦时的价格来看，未来光伏电站每年所需要的补贴将越来越少。可以判断2017年是光伏电站补贴形成的峰值年。随后每年形成的补贴量将逐步减少，直至很快取消。而目前进入补贴目录的光伏电站总量仅为40GW左右。截止到现在，未能进入补贴目录的光伏电站实际总量超过了90GW。这90GW凝聚了企业大量的财富和支撑产业发展的资金，如果不能妥善处理这些电站补贴的发放，势必给行业带来灭顶之灾。

建议以财政金融角度，从以下四个方面解决存量补贴的问题。

1、财政部发行补贴国债

光伏电站补贴本来就是国家信用，只是因为特殊原因导致发放拖延和总量不足，并非中央财政缺乏财力支撑。因此，财政部门完全可以通过发行补贴式国债来盘活补贴不到位的情况。首先是维护了国家信用;其次有效解决了补贴资金来源;再次有了这个手段，将使得金融机构对光伏产业的信用评级大大提升，从而带动更多的市场资金解决补贴拖欠问题。

2、设立可再生能源中长期发展基金

基于补贴总量非常大的情况，建议由相关部门组织委托金融机构或者资产管理公司，设立可再生能源中长期发展基金。选择综合能力强的实业投资者做为劣后方，风投资金与长期投资机构做为优先方组成新能源长效投资基金。通过企业运维、质检、营销等大数据体系的支撑，结合金融机构成熟的风险评估体系，形成一条可以复制的路径。

该长效投资基金以扶持行业长期高效发展、协助部分企业渡过短期流动性危机为宗旨，相关资产完成质押后由基金公司来负责未来约定时期的还本付息事宜，并代为管理相关资产。直至补贴资金下发后，由原业主回收相关权益并支付费用。如原业主放弃回购，则由基金长期持有该项目并经市场渠道逐步退出。将参与各方的管理能力、信用体系与低成本融资能力相结合，利用专项基金、产业基金等方式，为不同参与方的投资周期和风险偏好设计定制化的金融产品，依托专业机构的管理来解决当前补贴资金的流动性问题，在当前经营环境中已经实现了多赢格局。

3、鼓励企业发行绿色偿债债券

鼓励装机容量较大的企业发行绿债来解决补贴拖欠问题。据统计，装机超过1GW的企业，补贴拖欠总额一般都在10亿以上。能够通过绿债缓解因为现金流不足造成的企业资金紧张，具有非常重要的意义。

4、实行存量补贴登记制度，快速确认存量补贴金额

目前虽然大家知道补贴拖欠严重，补贴金额不足。但是准确的补贴金额总量仍然是个谜。建议实行电站规模管理的同时，实行存量补贴登记制度，通过电网与企业的实际电能记录，快速确认存量补贴金额。同时形成存量补贴政府相关机构确认机制，使得企业被拖欠补贴能够形成真正的国家信用，有利于充分调动社会资本解决企业燃眉之急。

二、从分布式电站开始实行补贴双轨制

1、强制执行可再生能源用能配额制

结合“绿证”政策，在全国强制可再生能源用能配额制。按照能源消费量分摊可再生能源消费量。可以分为第一步由电网和政府共同承担配额责任;第二步再向工商业企业用能单位承担可再生能源消费指标;第三步把可再生能源消费配额向全社会推广。

2、鼓励分布式电站市场化交易

2017年10月31日，国家发改委和国家能源局联合发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》(发改能源【2017】1901号)。鼓励企业在降低补贴的前提下，进行分布式光伏电站就近消纳，就近结算。这对于光伏电站无论是存量还是增量，都具备非常重大的意义。首先市场化交易将使得电力输送减少损耗，就地消纳，提高电能的利用率;其次，市场价交易使得用电成本降低，补贴成本减少;再次，分布式电站的市场化交易切合电改鼓励增量配网改革的方向，为电改的进一步深入创造了条件。

3、鼓励投资者建设可再生能源自备电厂

根据分析，目前我国华南、华东和华北地区，光伏电站的度电成本已经低于用户侧的电力终端价格。部分企业可以通过直接安装光伏电站，有效降低企业生产成本。但是由于光伏电站暂时还需要与电网形成稳定的供电系统，因此企业光伏自备电厂的建设对原供电系统形成冲击。在这种情况下，建议国家有关部门明确鼓励投资者建设可再生能源自备电厂，要求发改、规划和电力等相关部门给予全面支持。

4、鼓励投资者自主选择去补贴方式

由于目前光伏成本仍然在下降之中，我国发达地区的用户侧终端电价已经可以满足去补贴的要求，因此应鼓励投资者自主选择不要补贴建设光伏电站。凡是不需要补贴，并且自发自用的投资企业给予更宽松的分布式电站备案程序，比如仅需要通过发改委批准建设规模。同时，结合电改，给予去补贴和自发自用的分布式电站投资者在增量配网、微电网等项目方面以特别优先权。

5、对分布式项目的管理实行双轨制

凡是需要补贴的分布式项目按照原程序审批。

凡是不需要补贴的分布式项目只需要经过地方发改委批准就可以开工建设并自行管理。当然，也需要限制项目的整体容量不得超过电网接入变压器容量的50%。同时光伏自备电站需要安装防逆流装置，以保证电网的安全。

三、全国范围的光伏电站去补贴路径

虽然目前华南、华东和华北地区光伏度电成本具备了用户侧终端电价平价条件，但是全国还有大量地区如果取消补贴，将会严重影响当地光伏产业的发展。尤其是户用光伏，一旦取消补贴，将会导致断崖式停滞。因此对于全国范围的去补贴路径，我们建议采取如下步骤：

1、分区域逐步取消补贴

根据各地不同情况，把目前的光伏电价按照三类划分类别的办法，更细致的参照各地工商业电价水平来确定。符合取消补贴地区的光伏电站可以率先提出申请，同时允许取消补贴地区不受指标限制建设光伏电站。而未取消补贴地区的光伏电站，除自发自用全消纳的光伏电站以外实行全口径指标管理。

2、规定所有新增全额上网电站实行竞价备案制

建议从2019年开始，所有新增全额上网电站实行竞价备案制。也就是说，无论是地面电站，还是分布式电站，只要是全额上网方式，都采取竞价方式获得投资资格。但是竞价电站不再受指标限制，并且规定竞价电站电费结算不再分为火电脱硫标杆电价和补贴电价两部分，直接以竞价电价作为结算电价。同时规定，凡是接入电网或者配电网的竞价电站不得限电，必须保证消纳不低于95%。

3、给予申请免补贴试点项目优先批复权

在多能互补、增量配网、能源互联网以及微电网示范项目申报中，建议规定凡是含有申请免补贴的光伏电站项目此类试点项目，优先批复。以提高光伏电站的利用效率和加速技术革新的发展。