新形式下电价补贴政策对非水可再生能源发电企业的影响及解决方法研究

赵惠康 邰俊杰 董鹏飞 李文琴 邓一沩

摘要：伴随着2015年中共中央、国务院出台新的关于深化电力体制改革的九号文件，各省份陆续结合各省电力供需，大力推进以售电市场竞争为核心的电力市场改革，进行市场化交易，随着市场化交易范围和主体数量的增加，市场化交易量占全国交易总量的比重呈现逐步提升态势，中国市场化交易体制正不断完善，也充分发挥了市场机制在优化配置资源中的决定性作用。电力市场化一定程度上促进了风电、光伏等可再生能源的消纳，但也伴随着非水可再生能源的交易结算电价不再是之前的火电脱硫标杆补贴，而是市场化交易撮合平均价格。随之于2020年9月29日国家财政部发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》有关事项的补充通知，非水可再生能源补贴电价达到合理利用小时或生命周期满后二者较低者后不再进行补贴。之后2021年6月国家发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，2021年起，对于新备案的集中式光伏、工商业分布式光伏，新核准陆上风电，中央财政不再进行补贴，实行平价上网。伴随着国家新形式下电价政策及补贴政策的变化，发电企业也面临着不小的挑战，现本文对我国非水可再生能源现行电价政策、非水可再生能源补贴的现状及解决方法三方面进行研究以有效应对政策变化对相关发电企业带来的冲击、促进企业效益提升、实现提质增效。

关键词：非水可再生能源;电价补贴政策;解决方法

一、非水可再生能源现行电价政策

根据国家对非水可再生能源现行不同电价政策，主要以2021年投产为界限，分为以下两类：

（一）2021年前投产的非水可再生能源

對于2021年前的存量项目，电价分为两部分，第一部分市场化交易电价或火电脱硫标杆电价，第二部分为非可再生能源补贴电价。

1.市场化交易电价或者各省火电脱硫标杆电价

伴随着我国电力体制改革的不断深化，市场交易电量比例不断扩大。就我国而言，非水可再生能源参与市场化交易的电量主要分为两部分，一是基数计划电量，指地方保障小时数内电量，以煤电基准价结算，保量保价;二是市场化交易电量，以交易价格结算，保量不保价。各省根据各自省电力供需情况交易规则略有不同，例如云南省，电力市场化对于非水可再生能源一般在本年11月至次年5月参与市场化交易，参与市场化月份期间的电价又由优先电量电价、西电东送电价及超发电量电价及综合考虑各超欠发考核后加权平均电价构成;其余月份不参与市场化交易，按水电市场化撮合下限价格执行。

2.非水可再生能源补贴电价

针对非水可再生能源补贴，根据2020年9月29日国家财政部发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》有关事项的补充通知，对于2021年前投产的非水可再生能源项目，非水可再生能源补贴电价达到合理利用小时或生命周期满内的发电量二者较低者后不再进行补贴。

具体为：风电一类，20年或利用小时48000小时二者较低者给予电价补贴;风电二类，20年或利用小时44000小时二者较低者给予电价补贴;风电三类，生命周期或利用小时40000小时二者较低者给予电价补贴;风电四类，生命周期或利用小时36000小时二者较低者给予电价补贴;光伏发电一类，生命周期或利用小时32000小时二者较低者给予电价补贴;光伏发电二类，生命周期或利用小时26000小时二者较低者给予电价补贴;光伏发电三类，生命周期或利用小时22000小时二者较低者给予电价补贴;生物质发电项，或利用小时82500小时二者较低者给予电价补贴。对于国家确定的光伏领跑者基地项目和2019、2020年竞价项目全生命周期合理利用小时数在所在资源区小时数基础上增加10%。补贴标准均为 （可再生能源标杆上网电价（含通过招标等竞争方式确定的上网电价）-当地燃煤发电上网基准价）/（1+适用增值税率）。对于超过20年后或者电量超过全生命周期补贴电量部分不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。

（二）2021年起投产的非水可再生能源

2021年新核准（备案）的除海上风电项目、海上光热项目，已无国家财政补贴，采取平价上网。随着技术水平显著提升，成本大幅下降，过去10年间，我国风电成本下降了40%，光伏发电成本下降了70%，已基本达到平价水平。2021年6月国家发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，为支持光伏发电、陆上风电、海上风电、光热发电等新能源产业持续健康发展，2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网，电价按照当地燃煤发电基准价执行，可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以充分发挥其绿色电力价值;新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。简而言之对于2021年新核准（备案）的海上风电项目、光热发电项目由当地省级价格主管部门批复，具备条件的参与市场化，高出当地燃煤发电基准价的，享受国家财政补贴。

二、非水可再生能源补贴现状

（一）非水可再生能源补贴缺口较大

根据现行政策，对于2021年前投产的非水可再生能源项目，非水可再生能源补贴电价达到合理利用小时或生命周期满内的发电量二者较低者后不再进行补贴。受资金来源不能满足补贴需求、未能足额征收等多重因素，造成可再生能源补贴缺口加大。2019年底缺口累计超过2600亿元，2020年底缺口突破3000亿元。在此其中补贴应结未结超过10亿元的民营企业不在少数，当然，中央企业也不例外，如龙源电力、华能新能源、大唐新能源、中广核新能源等应结未结补贴均超过200亿元。

（二）非水可再生能源补贴结算节奏缓慢

目前对已建成的及平价政策并网节点前有望建成的需要补贴的可再生能源项目进行梳理，并根据国家现行补贴政策对补贴需求资金进行保守估算。按现行支付政策，优先拨付光伏扶贫项目、50kW及以下自然人分布式项目、公共可再生能源独立系统、2019年采取竞价方式确定的光伏项目及领跑者项目所需补贴，其他发电项目，不分年份和批次，统一按照等比例进行拨付。按照目前结算政策，2031年之前，风电、光伏项目，将只能拿到补贴总额的15%-20%。按这样的支付比例，项目的电费收入难以支付贷款本息。

三、非水可再生能源补贴现状解决方法

（一）国家政策层面

1.封口非水可再生能源补贴资金总量

随着《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号）、《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号）发布，先后明确了补贴的项目数量及单个项目补贴的资金的总量已经封住。

2.加大金融支持力度

为推动我国风电、光伏发电等行业快速发展，缓解公司因补贴滞后导致现金流紧张、生产经营困难现状问题，2021年2月24日国家发展改革委、财政部、中国人民银行、银保监会、国家能源局五部委发布《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》发改运行〔2021〕266号。对短期偿付压力较大但未来有发展前景的可再生能源企业，金融机构可以按照风险可控原则，在银企双方自主协商的基础上，根据项目实际和预期现金流，予以贷款展期、续贷或调整还款进度、期限等安排;已纳入补贴清单的可再生能源项目所在企业，对已确权应收未收的财政补贴资金，可申请补贴确权贷款。国家出台相关政策，既有效促进风电、光伏发电、生物质发电等行业健康有序发展，又缓解了可再生能源企业困难。是促进可再生能源良性发展，实现应对气候变化目标，更好履行我国对外庄重承诺的必要举措。

3. 发行债券解决非水可再生能源附加资金缺口

为实现“碳达峰、碳中和”双碳目标，能源供给侧可再生能源发电、氢能应用将成为主流。为保证我国风电、光伏发电等行业快速发展，必须从根源上解决可再生能源补贴附加资金缺口。而就目前的经济形势，疫情后时代为绿色复苏计划提供了契机，为发行债券提供了可行性，通过发行债券解决此缺口是最佳手段。根据我国以前发行的“铁道债”用于铁路建设及机车车辆购置、“汇金债”由汇金公司发行代表国家向中国进出口银行、中国出口信用保险公司注资及参与部分银行的再融资。我国可以发行“政府支持债券”的方式，根据 “可再生能源电价附加”资金的征收办法，充分考虑今后社会用电量的增长及实现应收尽收及归还利息等因素制定合理期限，通过市场化融资方式募集期限长、成本低的资金，以结算可再生能源附加补贴，撬动社会资本，使非可再生能源发电企业轻装上阵，促进我国风电、光伏发电等行业快速发展，实现能源供给侧转型，助力实现双碳目标。

（二）企业层面

随着我国经济的发展，技术水平的显著提升，电力市场化改革不断完善，电价补贴政策存在着一定的规律性。根据国家对不同时期可再生能源电价的不同政策，不同项目可再生能源电价的不同政策，其对相关企业的影响也不径相同，其应解决方法及对未来损益的影响也不同。

1.对2021年前投产的非水可再生能源参与市场化电量及2021年起平价上网的非水可再生能源电量

根据国家相关补贴政策， 2021年起平价上网的非水再生能源电量采取平价上网，不在进行补贴;对2021年前投产的非水可再生能源发电项目电价由市场化交易及国家补贴两部组成。结合着非水可再生能源附加资金缺口及国家对此发布相关的通知。对平价上网部分及2021年前投产的非水可再生能源发电项目参与市场化电价的电量应将市场化交易与碳排放交易相结合，充分实现其收益最大化。

（1）通过中长期市场提前锁定收益

根据国家发改委前发布的《关于做好2020年电力中长期合同签订工作的通知》，建议积极研究所在省发电类型，分用户、分行业细化研究、并对中长期发电量进去精准预测，通过电量需求指导中长期合约签订的价格，以签订较高比例中长期合同。中长期合约的价格以及签约多少电量至关重要，直接影响整体收益，因此应通过中长期市场提前锁定收益。

（2） 提升交易人员素质、优化现货交易策略

现货交易价格对中长期合约的价格起着至关重要的作用，现货交易的本质其实就是偏差结算。如何通过现货市场的中长期分解机制、精准的出力预测、合理的报价策略，达到在现货市场偏差结算中的收益最大化，这对交易人员综合素质有着很高的要求，需要考虑综合考虑中长期市场交易及现货市场交易，因此只有提升交易人员的综合素质、优化现货市场交易策略，才能达到现货市场交易和中长期市场交易收益最大化。

（3）积极参与全国碳排放权交易

为实现“双碳”目标，我国碳排放交易机制在2021年7月16日正式启动，碳排放权交易由政府设定、控制总量和碳排放权配额分配规则，企业可按照规定获发配额。获发碳排放权配额的企业可根据自身之减排情况决定在交易市场购买更多配额，或出售多余配额。就目前我国的碳排放交易权配额机制来看，可再生能源发电企业首阶段获发较多的碳排放配额，对此，可再生能源发电企业可将多余的配额在交易市场上出售，据财政部印发的《碳排放权交易有关会计处理暂行规定》，对于可再生能源企业，对其出售的碳排放配额，借记“银行存款”或者“其他应收款”等科目，按照出售的账面余额，贷记“碳排放权资产”科目，按其差额进“营业外收入”或“营业外支出”。这将大大促进可再生能源发电企业自身的盈利能力及现金流，提高其内部收益率。

2.对2021年前投产的非水可再生能源国家不再补贴的电量

无论是基于哪种电价机制，对于可再生能源发电企业来说，都应积极参与全国碳排放权交易，以额外增加可再生能源发电企业自身的盈利能力及现金流。

对于2021年前投产的非水可再生能源发电项目，对于此情况，应区别采取不同的应对策略。一是在可享受补贴期间，积极参与市场化交易和全国碳排放权交易。结合国家对非水可再生能源补贴缺口的相关政策，不建议参与绿证交易，绿证交易与可再生能源补贴并不可同时享受，就目前绿证交易价格实行市场化，上限为非水可再生能源补贴价格，对于非水可再生能源发电企业而言，绿证交易短期解决了其现金流短缺问题，但会造成企业内部收益率的降低，投资回收期延长。二是在不再享受补贴后的电量，在积极参与市场交易、全国碳排放权交易的同时，更应该快速参与绿证交易，因为此部分电量国家已不再补贴，此部分参与绿证交易后将提高企业的收益，提高企业的盈利能力。例如云南部分片区，风资源较好，年利用小时较高，属于四类地区范畴。部分投产较早的风力发电企业即将面临利用小时大于36000小时情况。针对这种情况，一是加强专业队伍建设。成立专门营销部门，培养专业市场营销人员，迅速提升营销人员的素质，通过现货交易的价格传导锁定中长期收益，确保市场化电价收益最大化。二是参与全国碳排放权交易。虽然我国碳排放权交易才刚刚挂牌交易，存在部分不完善方面，但在“碳达峰、碳中和”大背景下，更应抓住此契机，超前预测，争取更多配售额向无补贴的非水可再生能源企业倾斜，以提升企业效益。三是参与绿证交易。我国绿证交易2016年国家能源局就提出绿证交易机制，但是目前参与企业较少，原因在于绿证交易与补贴不能同时享受。但根据《补充通知》对于期满或者超出部分，核发绿证参与绿证交易。对此企业应尽早筹划，布局绿证交易，多发多得，以降低因无补贴造成企业收益下降。

新形式下电价补贴政策都是由市场经济的导向所致，随着经济的发展、科技的进步，风电、光伏等非水可再生能源发电项目单位千瓦造价大幅降低。补贴政策的调整直接影响着电力企业的发展，在“双碳”目标的大背景下，无论是新能源上网电价政策还是全国碳排放交易机制，都是改善我国能源结构，促进我国可再生能源健康发展的必然趋势。

对非水可再生能源发电企業而言，无论存量项目还是新建项目，电力市场化交易、碳排放交易、绿证交易均会涉及。在国家不断出台相关政策的情况下，对政策的敏锐性、理解性相当重要。应随着国家政策及市场的变化成立相关电力市场营销部门，该部门不仅仅是简单的参与市场化交易，更重要的是提高营销人员自身素质，对于不同时期投产发电的电场采取不同的营销策略，通过现行的电价政策超前预测未来的电价趋势、预测电力供需;通过现货市场和中长期市场，不断优化交易策略，以锁定未来长期大额收益，通过政策前导传递的供需、及电力能源结构指导企业未来的发展规划及战略方向。

参考文献：

[1]秦海岩. 发行债券彻底解决可再生能源补贴支付滞后问题[J]. 智汇光伏，2020.

[2]叶泽. 我国电力市场化改革的回顾与展望[J]. 中国电力企业管理 .2018.