新能源深陷補貼拖欠泥潭，脫困路徑探析

文 | 王秀強

作者系領航智庫副總裁

盡管新能源企業在項目投資之初就提前考慮補貼拖欠的不確定因素，但企業賬上的現金流不會說謊，新能源行業陷入補貼拖欠的泥潭，中央企業、民營企業均不例外。

財政補貼是一把雙刃劍，既是推動產業發展的原始驅動力，又是行業規模化發展的掣肘。尤其是在復雜的國際貿易格局下，財政補貼支持產業發展的問題更加敏感。國內已在全球市場確立話語權的新能源發電，及處于上升階段的新能源汽車是財政補貼的主要投放領域。

超乎管理者預期，財政補貼缺口如同雪球般越滾越大。目前，國內新能源補貼缺口在2000億元左右，預計到2030年補貼累計將超過1萬億元。為解決這一棘手問題，國家能源管理部門從價格政策、指標管理、市場監管等方面入手，希望加速推動新能源行業平價上網。但新政策解決的是增量項目的補貼需求問題，存量資產補貼需求仍然處于增長區間。

新能源補貼拖欠是制約行業健康發展的一個軟肋。盡管新能源企業在項目投資之初就提前考慮補貼拖欠的不確定因素，但企業賬上的現金流不會說謊，新能源行業陷入補貼拖欠的泥潭，中央企業、民營企業均不例外。

但是解決補貼拖欠的確沒有更有效的辦法。領航智庫研究認為，目前可以探索的路徑包括：提高可再生能源附加標準、推動綠證市場交易、創新應收賬款資產證券化等金融產品，不同方法在實施上又面臨各種限制。

一、新能源行業困境：2000億元財政補貼壓頂

國內風電、光伏發展逾十年，2018年底風電累計并網裝機1.84億千瓦，發電量3660億千瓦時，占全部發電量的5.2%；光伏發電裝機1.74億千瓦，發電量1775億千瓦時，占全部發電量2.52%。曾經微不足道的新能源發電不再是小眾能源，已經足以影響電力系統平衡，影響能源發展秩序，在此背后新能源補貼政策起到舉足輕重的作用。

隨著新能源并網裝機規模的增加，新能源所需財政補貼缺口也在越滾越大，這是當前新能源發電公司面臨的相同困境。

按照國內新能源上網電價定價方法，超過燃煤標桿電價部分由財政補貼支付。目前，可再生能源附加（1.9分/千瓦時）是新能源補貼的唯一來源。但只有進入財政補貼目錄，才具備獲得補貼的資格。

2017年3月，財政部啟動第七批新能源補貼目錄的申報，2018年6月第七批補貼目錄公布。按照財政部等管理部門的安排，只有2016年3月底前并網的新能源項目才獲得補貼發放的資格。進入補貼目錄之前，這些項目均經歷了2年之久的補貼拖欠。而2016年3月底之后并網的項目，目前拖欠時間最長的已有3年之余。盡管如此，第八批補貼部門申報卻遲遲未開展。

根據領航智庫初步統計，納入前7批補貼目錄的風電項目約109GW，光伏補貼項目約50GW。截至2018年末，國內風電累計并網184GW，光伏累計并網174GW。據此測算，尚未進入補貼目錄中的風電裝機約75GW，未進入補貼目錄的光伏裝機約124GW，風光合計有200GW項目未進入補貼目錄。國內光伏行業自2017年開始進入快速成長軌道，最近兩年新增裝機均未獲得補貼資格。

根據我們初步測算，前7批納入目錄新能源項目每年補貼需求在1500億元以上，而每年可再生能源附加征收補貼金額在800億元左右，隨著新能源并網裝機的增加，補貼缺口不斷沉積。2017年年底，新能源發電補貼缺口累計達1127億元，2018年補貼缺口累計在2000億元；預計到2030年可再生能源補貼缺口累計將超過1萬億元，年度補貼需求也將在2025年前后達到高峰。

基于財政補貼壓力，國內新能源規劃、電價、財政補貼政策連續調整。尤其是新能源電價政策，從標桿電價到競價、平價，政策調整的節奏比預期快很多，甚至沒有給風電、光伏行業留出競價的機會，直接推動行業平價上網。

在價格管理政策方面，國家價格管理部門連續下調風電、光伏指導電價。

其中，2019年I～Ⅳ類資源區符合規劃、納入財政補貼年度規模管理的新核準陸上風電指導價分別調整為每千瓦時0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含稅、下同），前三類資源區均下降6分/千瓦時，第四類資源區下降5分/千瓦時；2020年指導價分別調整為每千瓦時0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。

納入補貼目錄風電裝機占比近60%、光伏占比不足30%

2019年7月1日后，I-III類資源區新增集中式光伏電站指導價分別為每千瓦時0.4元（含稅，下同）、0.45元、0.55元；相較于2018年I-III類資源區指導價分別為下調了0.1元、0.15元、0.15元。

國家能源管理政策的意圖是控制新增項目補貼需求，逐年填平新能源補貼的缺口。

二、補貼拖欠影響企業現金流和國家信用

補貼退坡是既定政策方向，補貼拖欠則是沉重的現實。目前，新能源發電項目普遍面臨2年以上的財政補貼拖欠，甚至上百億的應收賬款躺在財務賬本上，應收賬款在總資產中的占比不斷提高。盡管項目利潤報表漂亮可觀，但現金流量表異常不堪。

基于此，近期新能源電站資產的交易開始變得頻繁。尤其是一些民營企業資金成本高，對現金流敏感性高，補貼到付率高低直接影響企業的生產經營。在降低資產負債率的要求下，部分央企杠桿率偏高，應收賬款占比增加則加劇這一狀況。

對龍源電力、華能新能源、大唐新能源等主要新能源公司財務報表分析發現，其應收賬款絕對值、應收賬款在公司總資產中占比不斷增加，新能源補貼欠款均在100億元以上。

以華能新能源為例，2013年新能源裝機由655萬千瓦，增長至2017年的1156萬千瓦（風電1069萬千瓦，光伏88萬千瓦），新能源發電量由2013年的111億千瓦時，增加到2017年的224億千瓦時。在公司資產負債表中，應收賬款也隨之從2013年29億元增加到2018年的111億元；應收賬款在總資產中的占比從2013年的4.85%提升到2018年的12.51%。

應收賬款拖欠帶來的連鎖效應也正在向新能源產業鏈上游傳導。新能源投資商現金流緊張-設備制造商無法收到賬款-零部件制造企業欠款增加，隨之可能發生債務違約、融資難、融資成本高等狀況，產業鏈可能因此陷入恐慌。

財政補貼兌現與否正影響國家信用，這是各方所不愿意看到的。新能源補貼的背后是政府信用背書，新能源運營商投入這一領域也是基于上網電價20年不變的預期。如果電價補貼不能得到兌現，國家信用風險將被放大，國家信用修復也將是一個漫長的過程。

在國內光伏行業啟動之初，2013年7月4日國務院下發《關于促進光伏產業健康發展的若干意見》（國發[2013]24號），意見提出“要堅定信心，抓住機遇，開拓創新，毫不動搖地推進光伏產業持續健康發展”。同時，完善電價和補貼政策，上網電價及補貼的執行期限原則上為20年，20年的補貼期限在高級別政府文件中得到確認，這是企業進入新能源行業的重要支撐。

2018年下半年以來，對于存量新能源資產是否保電價、保電量一直有不同的傳言，影響企業投資建設新能源項目的信心。按照“法不追溯及既往”原則，建議新項目新辦法、老項目老辦法，如果政策端搖擺不定，行業波動也將同步加大，行業投資信心一旦崩塌，重建則將付出更高的成本。

三、新能源補貼拖欠紓困路徑探析

近期，根據媒體報道，財政部正在醞釀新能源補貼新政策，不再實施第八批可再生能源補貼目錄的申報，未進入前七批目錄的合規光伏、風電項目將全部進入補貼大名單，按照并網時間、項目類型、技術特點等要素由電網公司確定及發放補貼。此外，按照相關以收定支的規則，參與2019年及之后競價的風電、光伏電站項目將不再拖欠補貼。

如果按照上述方案執行，意味著未進入補貼目錄的200GW并網新能源項目可以集體獲得“合法”身份；新增項目補貼拖欠的矛盾也能得到緩解，但仍然不能解決新能源企業現金流匱乏的現狀。

從開源的思路出發，紓困新能源補貼困局的方法無外乎三種：提高可再生能源附加標準、推動綠證市場交易、創新應收賬款資產證券化等金融產品。

其一，新能源可再生附加短期上調不具備條件。目前，可再生能源附加是新能源補貼的唯一來源。從2006年開始，國家在銷售電價中開征了可再生能源電價附加，作為可再生能源發展基金，征收標準從每千瓦時1厘錢逐步提高到2016年的每千瓦時1.9分錢（居民生活和農業生產以外其他用電）。在降低用能成本的政策環境下，目前看在2020年前提高可再生能源電價附加標準的可能性較小。政策層面上能夠做到的是，增加可再生能源附加的征收力度，自備電廠或未在統調范圍內的電廠應收則收。

其二，綠證交易制度設計應加快啟動。配額及綠證是新能源的重要制度設計，政策出臺的目的有三個：增加新能源供應、保障新能源消納、減緩財政補貼壓力。在市場與強制約束結合的安排下，綠證交易可以改善新能源企業現金流、緩解補貼壓力，“一箭雙雕”。但綠證交易的前提是配額制落地，配額考核如果“牛欄關貓”，綠證交易就沒有市場需求。在綠證交易市場建立之后，建議探索建設以綠證為基礎的金融衍生品市場，提高綠證資產價值。

其三，為新能源企業應收賬款資產證券化創造條件。應收補貼款是一類適合金融化的資產，可以作為票據類金融工具，有利于企業盤活資產、加快資金周轉、拓寬融資渠道。

2017年11月，華能發行首單可再生能源電費補貼資產證券化產品，項目注冊金額50億元，首期發行規模為5.3億元，期限36個月，評級機構給予項目AAA評級，發行票面為5.50%。該項目基礎資產即是華能集團下屬風電、光伏等新能源企業可再生能源補貼資金，募集資金則用于補充新能源企業現金流。

對于中央企業所屬的新能源投資商而言，發行綠色債券具備信用評級高、擔保能力強等諸多優勢。但對于一般新能源運營商，尤其是民營企業而言，應收賬款資產證券化實施難度較大，面臨諸多限制，如發起人信用等級、抵質押物等擔保、應收賬款價值攤薄等問題，需要產業與金融協同降低項目風險。

除此之外，發行針對新能源補貼的國債也是一種彌補財政補貼缺口的一種方式。

如果從節流的路徑出發，則需要從提高新能源資產的利用效率入手，在穩定上網電價的基礎上，降低棄風棄光率、提高發電利用小時數，降低項目開發的前期費用、并網接入費、土地費等非技術成本，這也是降低補貼依賴的最后一張牌。