新能源深陷补贴拖欠泥潭，脱困路径探析

文 | 王秀强

作者系领航智库副总裁

尽管新能源企业在项目投资之初就提前考虑补贴拖欠的不确定因素，但企业账上的现金流不会说谎，新能源行业陷入补贴拖欠的泥潭，中央企业、民营企业均不例外。

财政补贴是一把双刃剑，既是推动产业发展的原始驱动力，又是行业规模化发展的掣肘。尤其是在复杂的国际贸易格局下，财政补贴支持产业发展的问题更加敏感。国内已在全球市场确立话语权的新能源发电，及处于上升阶段的新能源汽车是财政补贴的主要投放领域。

超乎管理者预期，财政补贴缺口如同雪球般越滚越大。目前，国内新能源补贴缺口在2000亿元左右，预计到2030年补贴累计将超过1万亿元。为解决这一棘手问题，国家能源管理部门从价格政策、指标管理、市场监管等方面入手，希望加速推动新能源行业平价上网。但新政策解决的是增量项目的补贴需求问题，存量资产补贴需求仍然处于增长区间。

新能源补贴拖欠是制约行业健康发展的一个软肋。尽管新能源企业在项目投资之初就提前考虑补贴拖欠的不确定因素，但企业账上的现金流不会说谎，新能源行业陷入补贴拖欠的泥潭，中央企业、民营企业均不例外。

但是解决补贴拖欠的确没有更有效的办法。领航智库研究认为，目前可以探索的路径包括：提高可再生能源附加标准、推动绿证市场交易、创新应收账款资产证券化等金融产品，不同方法在实施上又面临各种限制。

一、新能源行业困境：2000亿元财政补贴压顶

国内风电、光伏发展逾十年，2018年底风电累计并网装机1.84亿千瓦，发电量3660亿千瓦时，占全部发电量的5.2%；光伏发电装机1.74亿千瓦，发电量1775亿千瓦时，占全部发电量2.52%。曾经微不足道的新能源发电不再是小众能源，已经足以影响电力系统平衡，影响能源发展秩序，在此背后新能源补贴政策起到举足轻重的作用。

随着新能源并网装机规模的增加，新能源所需财政补贴缺口也在越滚越大，这是当前新能源发电公司面临的相同困境。

按照国内新能源上网电价定价方法，超过燃煤标杆电价部分由财政补贴支付。目前，可再生能源附加（1.9分/千瓦时）是新能源补贴的唯一来源。但只有进入财政补贴目录，才具备获得补贴的资格。

2017年3月，财政部启动第七批新能源补贴目录的申报，2018年6月第七批补贴目录公布。按照财政部等管理部门的安排，只有2016年3月底前并网的新能源项目才获得补贴发放的资格。进入补贴目录之前，这些项目均经历了2年之久的补贴拖欠。而2016年3月底之后并网的项目，目前拖欠时间最长的已有3年之余。尽管如此，第八批补贴部门申报却迟迟未开展。

根据领航智库初步统计，纳入前7批补贴目录的风电项目约109GW，光伏补贴项目约50GW。截至2018年末，国内风电累计并网184GW，光伏累计并网174GW。据此测算，尚未进入补贴目录中的风电装机约75GW，未进入补贴目录的光伏装机约124GW，风光合计有200GW项目未进入补贴目录。国内光伏行业自2017年开始进入快速成长轨道，最近两年新增装机均未获得补贴资格。

根据我们初步测算，前7批纳入目录新能源项目每年补贴需求在1500亿元以上，而每年可再生能源附加征收补贴金额在800亿元左右，随着新能源并网装机的增加，补贴缺口不断沉积。2017年年底，新能源发电补贴缺口累计达1127亿元，2018年补贴缺口累计在2000亿元；预计到2030年可再生能源补贴缺口累计将超过1万亿元，年度补贴需求也将在2025年前后达到高峰。

基于财政补贴压力，国内新能源规划、电价、财政补贴政策连续调整。尤其是新能源电价政策，从标杆电价到竞价、平价，政策调整的节奏比预期快很多，甚至没有给风电、光伏行业留出竞价的机会，直接推动行业平价上网。

在价格管理政策方面，国家价格管理部门连续下调风电、光伏指导电价。

其中，2019年I～Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含税、下同），前三类资源区均下降6分/千瓦时，第四类资源区下降5分/千瓦时；2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。

纳入补贴目录风电装机占比近60%、光伏占比不足30%

2019年7月1日后，I-III类资源区新增集中式光伏电站指导价分别为每千瓦时0.4元（含税，下同）、0.45元、0.55元；相较于2018年I-III类资源区指导价分别为下调了0.1元、0.15元、0.15元。

国家能源管理政策的意图是控制新增项目补贴需求，逐年填平新能源补贴的缺口。

二、补贴拖欠影响企业现金流和国家信用

补贴退坡是既定政策方向，补贴拖欠则是沉重的现实。目前，新能源发电项目普遍面临2年以上的财政补贴拖欠，甚至上百亿的应收账款躺在财务账本上，应收账款在总资产中的占比不断提高。尽管项目利润报表漂亮可观，但现金流量表异常不堪。

基于此，近期新能源电站资产的交易开始变得频繁。尤其是一些民营企业资金成本高，对现金流敏感性高，补贴到付率高低直接影响企业的生产经营。在降低资产负债率的要求下，部分央企杠杆率偏高，应收账款占比增加则加剧这一状况。

对龙源电力、华能新能源、大唐新能源等主要新能源公司财务报表分析发现，其应收账款绝对值、应收账款在公司总资产中占比不断增加，新能源补贴欠款均在100亿元以上。

以华能新能源为例，2013年新能源装机由655万千瓦，增长至2017年的1156万千瓦（风电1069万千瓦，光伏88万千瓦），新能源发电量由2013年的111亿千瓦时，增加到2017年的224亿千瓦时。在公司资产负债表中，应收账款也随之从2013年29亿元增加到2018年的111亿元；应收账款在总资产中的占比从2013年的4.85%提升到2018年的12.51%。

应收账款拖欠带来的连锁效应也正在向新能源产业链上游传导。新能源投资商现金流紧张-设备制造商无法收到账款-零部件制造企业欠款增加，随之可能发生债务违约、融资难、融资成本高等状况，产业链可能因此陷入恐慌。

财政补贴兑现与否正影响国家信用，这是各方所不愿意看到的。新能源补贴的背后是政府信用背书，新能源运营商投入这一领域也是基于上网电价20年不变的预期。如果电价补贴不能得到兑现，国家信用风险将被放大，国家信用修复也将是一个漫长的过程。

在国内光伏行业启动之初，2013年7月4日国务院下发《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发[2013]24号），意见提出“要坚定信心，抓住机遇，开拓创新，毫不动摇地推进光伏产业持续健康发展”。同时，完善电价和补贴政策，上网电价及补贴的执行期限原则上为20年，20年的补贴期限在高级别政府文件中得到确认，这是企业进入新能源行业的重要支撑。

2018年下半年以来，对于存量新能源资产是否保电价、保电量一直有不同的传言，影响企业投资建设新能源项目的信心。按照“法不追溯及既往”原则，建议新项目新办法、老项目老办法，如果政策端摇摆不定，行业波动也将同步加大，行业投资信心一旦崩塌，重建则将付出更高的成本。

三、新能源补贴拖欠纾困路径探析

近期，根据媒体报道，财政部正在酝酿新能源补贴新政策，不再实施第八批可再生能源补贴目录的申报，未进入前七批目录的合规光伏、风电项目将全部进入补贴大名单，按照并网时间、项目类型、技术特点等要素由电网公司确定及发放补贴。此外，按照相关以收定支的规则，参与2019年及之后竞价的风电、光伏电站项目将不再拖欠补贴。

如果按照上述方案执行，意味着未进入补贴目录的200GW并网新能源项目可以集体获得“合法”身份；新增项目补贴拖欠的矛盾也能得到缓解，但仍然不能解决新能源企业现金流匮乏的现状。

从开源的思路出发，纾困新能源补贴困局的方法无外乎三种：提高可再生能源附加标准、推动绿证市场交易、创新应收账款资产证券化等金融产品。

其一，新能源可再生附加短期上调不具备条件。目前，可再生能源附加是新能源补贴的唯一来源。从2006年开始，国家在销售电价中开征了可再生能源电价附加，作为可再生能源发展基金，征收标准从每千瓦时1厘钱逐步提高到2016年的每千瓦时1.9分钱（居民生活和农业生产以外其他用电）。在降低用能成本的政策环境下，目前看在2020年前提高可再生能源电价附加标准的可能性较小。政策层面上能够做到的是，增加可再生能源附加的征收力度，自备电厂或未在统调范围内的电厂应收则收。

其二，绿证交易制度设计应加快启动。配额及绿证是新能源的重要制度设计，政策出台的目的有三个：增加新能源供应、保障新能源消纳、减缓财政补贴压力。在市场与强制约束结合的安排下，绿证交易可以改善新能源企业现金流、缓解补贴压力，“一箭双雕”。但绿证交易的前提是配额制落地，配额考核如果“牛栏关猫”，绿证交易就没有市场需求。在绿证交易市场建立之后，建议探索建设以绿证为基础的金融衍生品市场，提高绿证资产价值。

其三，为新能源企业应收账款资产证券化创造条件。应收补贴款是一类适合金融化的资产，可以作为票据类金融工具，有利于企业盘活资产、加快资金周转、拓宽融资渠道。

2017年11月，华能发行首单可再生能源电费补贴资产证券化产品，项目注册金额50亿元，首期发行规模为5.3亿元，期限36个月，评级机构给予项目AAA评级，发行票面为5.50%。该项目基础资产即是华能集团下属风电、光伏等新能源企业可再生能源补贴资金，募集资金则用于补充新能源企业现金流。

对于中央企业所属的新能源投资商而言，发行绿色债券具备信用评级高、担保能力强等诸多优势。但对于一般新能源运营商，尤其是民营企业而言，应收账款资产证券化实施难度较大，面临诸多限制，如发起人信用等级、抵质押物等担保、应收账款价值摊薄等问题，需要产业与金融协同降低项目风险。

除此之外，发行针对新能源补贴的国债也是一种弥补财政补贴缺口的一种方式。

如果从节流的路径出发，则需要从提高新能源资产的利用效率入手，在稳定上网电价的基础上，降低弃风弃光率、提高发电利用小时数，降低项目开发的前期费用、并网接入费、土地费等非技术成本，这也是降低补贴依赖的最后一张牌。