新形式下電價補貼政策對非水可再生能源發電企業的影響及解決方法研究

趙惠康 邰俊杰 董鵬飛 李文琴 鄧一溈

摘要：伴隨著2015年中共中央、國務院出臺新的關于深化電力體制改革的九號文件，各省份陸續結合各省電力供需，大力推進以售電市場競爭為核心的電力市場改革，進行市場化交易，隨著市場化交易范圍和主體數量的增加，市場化交易量占全國交易總量的比重呈現逐步提升態勢，中國市場化交易體制正不斷完善，也充分發揮了市場機制在優化配置資源中的決定性作用。電力市場化一定程度上促進了風電、光伏等可再生能源的消納，但也伴隨著非水可再生能源的交易結算電價不再是之前的火電脫硫標桿補貼，而是市場化交易撮合平均價格。隨之于2020年9月29日國家財政部發布《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》有關事項的補充通知，非水可再生能源補貼電價達到合理利用小時或生命周期滿后二者較低者后不再進行補貼。之后2021年6月國家發改委發布《關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》，2021年起，對于新備案的集中式光伏、工商業分布式光伏，新核準陸上風電，中央財政不再進行補貼，實行平價上網。伴隨著國家新形式下電價政策及補貼政策的變化，發電企業也面臨著不小的挑戰，現本文對我國非水可再生能源現行電價政策、非水可再生能源補貼的現狀及解決方法三方面進行研究以有效應對政策變化對相關發電企業帶來的沖擊、促進企業效益提升、實現提質增效。

關鍵詞：非水可再生能源;電價補貼政策;解決方法

一、非水可再生能源現行電價政策

根據國家對非水可再生能源現行不同電價政策，主要以2021年投產為界限，分為以下兩類：

（一）2021年前投產的非水可再生能源

對于2021年前的存量項目，電價分為兩部分，第一部分市場化交易電價或火電脫硫標桿電價，第二部分為非可再生能源補貼電價。

1.市場化交易電價或者各省火電脫硫標桿電價

伴隨著我國電力體制改革的不斷深化，市場交易電量比例不斷擴大。就我國而言，非水可再生能源參與市場化交易的電量主要分為兩部分，一是基數計劃電量，指地方保障小時數內電量，以煤電基準價結算，保量保價;二是市場化交易電量，以交易價格結算，保量不保價。各省根據各自省電力供需情況交易規則略有不同，例如云南省，電力市場化對于非水可再生能源一般在本年11月至次年5月參與市場化交易，參與市場化月份期間的電價又由優先電量電價、西電東送電價及超發電量電價及綜合考慮各超欠發考核后加權平均電價構成;其余月份不參與市場化交易，按水電市場化撮合下限價格執行。

2.非水可再生能源補貼電價

針對非水可再生能源補貼，根據2020年9月29日國家財政部發布《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》有關事項的補充通知，對于2021年前投產的非水可再生能源項目，非水可再生能源補貼電價達到合理利用小時或生命周期滿內的發電量二者較低者后不再進行補貼。

具體為：風電一類，20年或利用小時48000小時二者較低者給予電價補貼;風電二類，20年或利用小時44000小時二者較低者給予電價補貼;風電三類，生命周期或利用小時40000小時二者較低者給予電價補貼;風電四類，生命周期或利用小時36000小時二者較低者給予電價補貼;光伏發電一類，生命周期或利用小時32000小時二者較低者給予電價補貼;光伏發電二類，生命周期或利用小時26000小時二者較低者給予電價補貼;光伏發電三類，生命周期或利用小時22000小時二者較低者給予電價補貼;生物質發電項，或利用小時82500小時二者較低者給予電價補貼。對于國家確定的光伏領跑者基地項目和2019、2020年競價項目全生命周期合理利用小時數在所在資源區小時數基礎上增加10%。補貼標準均為 （可再生能源標桿上網電價（含通過招標等競爭方式確定的上網電價）-當地燃煤發電上網基準價）/（1+適用增值稅率）。對于超過20年后或者電量超過全生命周期補貼電量部分不再享受中央財政補貼資金，核發綠證準許參與綠證交易。

（二）2021年起投產的非水可再生能源

2021年新核準（備案）的除海上風電項目、海上光熱項目，已無國家財政補貼，采取平價上網。隨著技術水平顯著提升，成本大幅下降，過去10年間，我國風電成本下降了40%，光伏發電成本下降了70%，已基本達到平價水平。2021年6月國家發改委發布《關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》，為支持光伏發電、陸上風電、海上風電、光熱發電等新能源產業持續健康發展，2021年起，對新備案集中式光伏電站、工商業分布式光伏項目和新核準陸上風電項目，中央財政不再補貼，實行平價上網，電價按照當地燃煤發電基準價執行，可自愿通過參與市場化交易形成上網電價，以充分發揮其綠色電力價值;新核準（備案）海上風電項目、光熱發電項目上網電價由當地省級價格主管部門制定，具備條件的可通過競爭性配置方式形成，上網電價高于當地燃煤發電基準價的，基準價以內的部分由電網企業結算。簡而言之對于2021年新核準（備案）的海上風電項目、光熱發電項目由當地省級價格主管部門批復，具備條件的參與市場化，高出當地燃煤發電基準價的，享受國家財政補貼。

二、非水可再生能源補貼現狀

（一）非水可再生能源補貼缺口較大

根據現行政策，對于2021年前投產的非水可再生能源項目，非水可再生能源補貼電價達到合理利用小時或生命周期滿內的發電量二者較低者后不再進行補貼。受資金來源不能滿足補貼需求、未能足額征收等多重因素，造成可再生能源補貼缺口加大。2019年底缺口累計超過2600億元，2020年底缺口突破3000億元。在此其中補貼應結未結超過10億元的民營企業不在少數，當然，中央企業也不例外，如龍源電力、華能新能源、大唐新能源、中廣核新能源等應結未結補貼均超過200億元。

（二）非水可再生能源補貼結算節奏緩慢

目前對已建成的及平價政策并網節點前有望建成的需要補貼的可再生能源項目進行梳理，并根據國家現行補貼政策對補貼需求資金進行保守估算。按現行支付政策，優先撥付光伏扶貧項目、50kW及以下自然人分布式項目、公共可再生能源獨立系統、2019年采取競價方式確定的光伏項目及領跑者項目所需補貼，其他發電項目，不分年份和批次，統一按照等比例進行撥付。按照目前結算政策，2031年之前，風電、光伏項目，將只能拿到補貼總額的15%-20%。按這樣的支付比例，項目的電費收入難以支付貸款本息。

三、非水可再生能源補貼現狀解決方法

（一）國家政策層面

1.封口非水可再生能源補貼資金總量

隨著《國家發展改革委關于完善風電上網電價政策的通知》（發改價格〔2019〕882號）、《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》（財建〔2020〕4號）發布，先后明確了補貼的項目數量及單個項目補貼的資金的總量已經封住。

2.加大金融支持力度

為推動我國風電、光伏發電等行業快速發展，緩解公司因補貼滯后導致現金流緊張、生產經營困難現狀問題，2021年2月24日國家發展改革委、財政部、中國人民銀行、銀保監會、國家能源局五部委發布《關于引導加大金融支持力度促進風電和光伏發電等行業健康有序發展的通知》發改運行〔2021〕266號。對短期償付壓力較大但未來有發展前景的可再生能源企業，金融機構可以按照風險可控原則，在銀企雙方自主協商的基礎上，根據項目實際和預期現金流，予以貸款展期、續貸或調整還款進度、期限等安排;已納入補貼清單的可再生能源項目所在企業，對已確權應收未收的財政補貼資金，可申請補貼確權貸款。國家出臺相關政策，既有效促進風電、光伏發電、生物質發電等行業健康有序發展，又緩解了可再生能源企業困難。是促進可再生能源良性發展，實現應對氣候變化目標，更好履行我國對外莊重承諾的必要舉措。

3. 發行債券解決非水可再生能源附加資金缺口

為實現“碳達峰、碳中和”雙碳目標，能源供給側可再生能源發電、氫能應用將成為主流。為保證我國風電、光伏發電等行業快速發展，必須從根源上解決可再生能源補貼附加資金缺口。而就目前的經濟形勢，疫情后時代為綠色復蘇計劃提供了契機，為發行債券提供了可行性，通過發行債券解決此缺口是最佳手段。根據我國以前發行的“鐵道債”用于鐵路建設及機車車輛購置、“匯金債”由匯金公司發行代表國家向中國進出口銀行、中國出口信用保險公司注資及參與部分銀行的再融資。我國可以發行“政府支持債券”的方式，根據 “可再生能源電價附加”資金的征收辦法，充分考慮今后社會用電量的增長及實現應收盡收及歸還利息等因素制定合理期限，通過市場化融資方式募集期限長、成本低的資金，以結算可再生能源附加補貼，撬動社會資本，使非可再生能源發電企業輕裝上陣，促進我國風電、光伏發電等行業快速發展，實現能源供給側轉型，助力實現雙碳目標。

（二）企業層面

隨著我國經濟的發展，技術水平的顯著提升，電力市場化改革不斷完善，電價補貼政策存在著一定的規律性。根據國家對不同時期可再生能源電價的不同政策，不同項目可再生能源電價的不同政策，其對相關企業的影響也不徑相同，其應解決方法及對未來損益的影響也不同。

1.對2021年前投產的非水可再生能源參與市場化電量及2021年起平價上網的非水可再生能源電量

根據國家相關補貼政策， 2021年起平價上網的非水再生能源電量采取平價上網，不在進行補貼;對2021年前投產的非水可再生能源發電項目電價由市場化交易及國家補貼兩部組成。結合著非水可再生能源附加資金缺口及國家對此發布相關的通知。對平價上網部分及2021年前投產的非水可再生能源發電項目參與市場化電價的電量應將市場化交易與碳排放交易相結合，充分實現其收益最大化。

（1）通過中長期市場提前鎖定收益

根據國家發改委前發布的《關于做好2020年電力中長期合同簽訂工作的通知》，建議積極研究所在省發電類型，分用戶、分行業細化研究、并對中長期發電量進去精準預測，通過電量需求指導中長期合約簽訂的價格，以簽訂較高比例中長期合同。中長期合約的價格以及簽約多少電量至關重要，直接影響整體收益，因此應通過中長期市場提前鎖定收益。

（2） 提升交易人員素質、優化現貨交易策略

現貨交易價格對中長期合約的價格起著至關重要的作用，現貨交易的本質其實就是偏差結算。如何通過現貨市場的中長期分解機制、精準的出力預測、合理的報價策略，達到在現貨市場偏差結算中的收益最大化，這對交易人員綜合素質有著很高的要求，需要考慮綜合考慮中長期市場交易及現貨市場交易，因此只有提升交易人員的綜合素質、優化現貨市場交易策略，才能達到現貨市場交易和中長期市場交易收益最大化。

（3）積極參與全國碳排放權交易

為實現“雙碳”目標，我國碳排放交易機制在2021年7月16日正式啟動，碳排放權交易由政府設定、控制總量和碳排放權配額分配規則，企業可按照規定獲發配額。獲發碳排放權配額的企業可根據自身之減排情況決定在交易市場購買更多配額，或出售多余配額。就目前我國的碳排放交易權配額機制來看，可再生能源發電企業首階段獲發較多的碳排放配額，對此，可再生能源發電企業可將多余的配額在交易市場上出售，據財政部印發的《碳排放權交易有關會計處理暫行規定》，對于可再生能源企業，對其出售的碳排放配額，借記“銀行存款”或者“其他應收款”等科目，按照出售的賬面余額，貸記“碳排放權資產”科目，按其差額進“營業外收入”或“營業外支出”。這將大大促進可再生能源發電企業自身的盈利能力及現金流，提高其內部收益率。

2.對2021年前投產的非水可再生能源國家不再補貼的電量

無論是基于哪種電價機制，對于可再生能源發電企業來說，都應積極參與全國碳排放權交易，以額外增加可再生能源發電企業自身的盈利能力及現金流。

對于2021年前投產的非水可再生能源發電項目，對于此情況，應區別采取不同的應對策略。一是在可享受補貼期間，積極參與市場化交易和全國碳排放權交易。結合國家對非水可再生能源補貼缺口的相關政策，不建議參與綠證交易，綠證交易與可再生能源補貼并不可同時享受，就目前綠證交易價格實行市場化，上限為非水可再生能源補貼價格，對于非水可再生能源發電企業而言，綠證交易短期解決了其現金流短缺問題，但會造成企業內部收益率的降低，投資回收期延長。二是在不再享受補貼后的電量，在積極參與市場交易、全國碳排放權交易的同時，更應該快速參與綠證交易，因為此部分電量國家已不再補貼，此部分參與綠證交易后將提高企業的收益，提高企業的盈利能力。例如云南部分片區，風資源較好，年利用小時較高，屬于四類地區范疇。部分投產較早的風力發電企業即將面臨利用小時大于36000小時情況。針對這種情況，一是加強專業隊伍建設。成立專門營銷部門，培養專業市場營銷人員，迅速提升營銷人員的素質，通過現貨交易的價格傳導鎖定中長期收益，確保市場化電價收益最大化。二是參與全國碳排放權交易。雖然我國碳排放權交易才剛剛掛牌交易，存在部分不完善方面，但在“碳達峰、碳中和”大背景下，更應抓住此契機，超前預測，爭取更多配售額向無補貼的非水可再生能源企業傾斜，以提升企業效益。三是參與綠證交易。我國綠證交易2016年國家能源局就提出綠證交易機制，但是目前參與企業較少，原因在于綠證交易與補貼不能同時享受。但根據《補充通知》對于期滿或者超出部分，核發綠證參與綠證交易。對此企業應盡早籌劃，布局綠證交易，多發多得，以降低因無補貼造成企業收益下降。

新形式下電價補貼政策都是由市場經濟的導向所致，隨著經濟的發展、科技的進步，風電、光伏等非水可再生能源發電項目單位千瓦造價大幅降低。補貼政策的調整直接影響著電力企業的發展，在“雙碳”目標的大背景下，無論是新能源上網電價政策還是全國碳排放交易機制，都是改善我國能源結構，促進我國可再生能源健康發展的必然趨勢。

對非水可再生能源發電企業而言，無論存量項目還是新建項目，電力市場化交易、碳排放交易、綠證交易均會涉及。在國家不斷出臺相關政策的情況下，對政策的敏銳性、理解性相當重要。應隨著國家政策及市場的變化成立相關電力市場營銷部門，該部門不僅僅是簡單的參與市場化交易，更重要的是提高營銷人員自身素質，對于不同時期投產發電的電場采取不同的營銷策略，通過現行的電價政策超前預測未來的電價趨勢、預測電力供需;通過現貨市場和中長期市場，不斷優化交易策略，以鎖定未來長期大額收益，通過政策前導傳遞的供需、及電力能源結構指導企業未來的發展規劃及戰略方向。

參考文獻：

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