新能源 打铁还需自身硬

文/《经济》杂志、经济网记者 张军红

史上最严格的可再生能源补贴核查正在推进中。

今年3月，国家发展改革委、国家能源局、财政部联合下发《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》，要求在全国范围内开展可再生能源发电补贴核查工作，通过企业自查、现场检查、重点督查相结合的方式，进一步摸清可再生能源发电补贴底数。

经过7个多月的核查，10月底，第一批合规项目清单公布，共计7344个。11月9日，九洲集团发布公告称，其持有的可再生能源项目进入清单，截至2022年9月30日，应收可再生能源补贴金额合计为5.97亿元。11月11日，长青集团在投资者互动平台回应，公司目前已有4个可再生能源项目按申报顺序进入清单，涉及补贴资金以实际到账金额为准。

采访中，多位业内人士向《经济》杂志、经济网记者表示，随着此次核查的不断深入，可再生能源历史欠账有望得以解决，拖欠资金或将陆续补齐。

4000亿缺口

可再生能源补贴拖欠问题由来已久。

2006年，为推动风电、光伏等行业发展，《可再生能源法》正式实施，拉开了我国对可再生能源发展支持的序幕。2011年，财政部、国家发展改革委、国家能源局联合印发《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》，成立可再生能源发展基金，并明确该基金包括国家财政公共预算安排的专项资金和依法向电力用户征收的可再生能源电价附加收入。

此后，可再生能源行业进入快速发展轨道，补贴发放紧张有序。然而，因风光装机规模超预期、可再生能源补贴未及时调整，2016年开始可再生能源补贴出现缺口，并逐年扩大。“2021年之前，我国风电、光伏发展较快，远远超出了补贴预期。虽然从2016年开始，可再生能源电价附加由每千瓦时1.5分提高到1.9分，每年可征收八九百亿元，但与每年1500亿元—2000亿元的补贴金额相比，仍相差甚远。再加上有些项目补贴周期长达20年，叠加新增项目，缺口就越来越大。”国合洲际能源咨询院院长王进解释道。据中国可再生能源学会风能专委会测算，截至2021年底，我国可再生能源发电补贴拖欠累计约4000亿元，预计2028年电价补贴缺口将达到峰值。

国家层面也在加快推进存量欠补事宜。3月13日，财政部发布《关于2021年中央和地方预算执行情况与2022年中央和地方预算草案的报告》，明确提出要推动解决可再生能源发电补贴资金缺口，并在同月发布的《2022年中央政府性基金支出预算表》中，将“其他政府性基金支出”里“中央本级支出”一项，从2021年的928亿元增加至4528亿元。对此，多家证券机构判断，增加的3600亿元或将用于解决可再生能源补贴拖欠问题。

5月11日，国务院常务会议要求，在前期向中央发电企业拨付可再生能源补贴500亿元、通过国有资本经营预算注资200亿元基础上，再拨付500亿元补贴资金、注资100亿元，支持煤电企业纾困和多发电。7月15日，国家电网发布了《关于2022年年度预算第1次可再生能源电价附加补助资金拨付情况的公告》，2022年第一批次补贴资金总额为399.37亿元，其中包括风力发电105.18亿元、太阳能发电260.67亿元。

从落实情况来看，三峡能源2022年第三季度业绩说明公告显示，该公司第三季度已收到今年首次全国范围内批量结算补贴款，回款较前两季度显著增长，截至9月底，从电网收回补贴款16.59亿元，较去年同期增幅36.68%。与此同时，被纳入第一批可再生能源补贴核查合规项目清单的部分项目，也陆续收到补贴电费，均为所属期2021年及以前补贴电费。

龙源电力也表示，2022年前三季度，公司补贴款收情况较好，共收到补贴款130.2亿元，较上年同期金额有大幅提升；进入四季度以来，公司还在持续结补贴款。补贴款收加快有利于改善公司现金流情况，对公司未来新能源项目投资提供资金支持。

市场化融资

财政兜底并非长久之计，如何通过市场化手段实现补贴收支平衡，是新能源行业一直在探寻的解决之道。

8月11日，南方电网发文，按照《国家发展改革委 财政部 国务院国资委关于授权设立北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司统筹解决可再生能源发电补贴问题的复函》要求，决定成立广州可再生能源发展结算服务有限公司。该公司为市场化运作的特殊目的公司，主要开展可再生能源补贴资金的统计和管理，以及缺口部分的专项融资和还本付息等工作。经《经济》杂志、经济网记者查询，北京可再生能源发展结算服务有限公司也于8月30日注册成立，国家电网100%持股。

国泰君安证券专家认为，结算服务公司将主要通过债券发行进行补贴资金缺口专项融资，加快解决存量可再生能源欠补问题，并在未来实现新增可再生能源补贴按期灵活发放，以市场化融资方式解决补贴问题。此外，公司采取独立核算、独立运营等方式，实现与输配电业务有效隔离，融资不影响电网公司经营、财务情况，此举将有效扩大融资空间，使得短期解决欠补规模不受负债率等考核指标限制，有望提高短期补贴发放的规模和灵活性。

同时，也有业内人士提醒，尽管结算服务公司不以盈利为目的，但要按照市场化原则进行专项融资，仍需有相对完善的盈利模式，否则很难吸引投资机构和社会资本。

事实上，随着我国风电、光伏产业进入全面平价上网时代，可再生能源补贴总量也开始收口。按照相关规定，自2021年起，新核准的陆上风电项目和光伏项目，不再享有补贴；2022年起，新核准的海上风电项目国家也不再进行补贴；2023年1月1日起，新能源汽车补贴政策也将正式退出历史舞台。

在王进看来，这是大势所趋。“当一个产业被扶持壮大后，就无需再过多干预，让其顺应产业规律发展。例如新能源汽车，本身发展已经相对成熟，再加上原油价格高、汽车价格下滑，与燃油汽车相比有很大的竞争优势。”他认为，当前新能源行业中，氢能还处于发展初级阶段，发电成本较高，且尚未形成完整的商业闭环，仍需强有力的政府补贴扶持。

打铁还需自身硬

除了补贴缺口之外，新能源的市场化之路也面临诸多挑战。

中国电力企业联合会发布的《新能源参与电力市场相关问题研究报告》显示，从市场参与程度来看，2021年新能源总体参与电力市场的比例为30%左右，各省份新能源参与市场交易的程度不同，市场化上网电量比例在15%-65%不等。

“截至2021年底，中国可再生能源装机规模已突破11亿千瓦，新能源发电量首次超过1万亿千瓦时，水电、风电、光伏、生物质发电装机均居世界第一，但风光发电量占比还不到10%。”王进认为，新能源发展主要存在两个瓶颈：一是能源安全问题，比如限电；二是能否全部并网，并且实现就近消纳，“如果当地没有负荷，投资就会比较谨慎，新能源发展也会很有压力”。

中国电力企业联合会专家认为，电力系统的综合调节能力是影响新能源发展与消纳的关键，而电源侧、电网侧、负荷侧、新型储能、政策机制都是提升系统调节能力的有效路径，迫切需要完善相关的政策机制，通过整合各类调节资源，为更大规模的新能源发展创造条件。为此建议，一要完善新能源参与跨省跨区交易机制。加快全国统一电力市场建设，研究建立统一规范的规则体系和技术标准；持续提升特高压工程利用效率，提高新能源外送占比；不断优化跨省区交易组织方式，统筹做好省间交易组织，强化省间市场与省内市场、中长期与现货市场协同。二要改进新能源功率预测机制，完善支撑手段。加强新能源企业功率预测技术和管理水平，鼓励新能源企业之间进行数据共享，持续推动新能源功率预测精度提升工作；整合国家和区域新能源功率预测的资源，建立国家级新能源出力预测系统，采取新能源购买系统服务的方式，减少单个企业建设成本，提高功率预测准确率。

在王进看来，随着以整县开发为主题的分布式光伏和可再生能源大基地建设的推进，未来将迎来高增长大比例的风光发电并网。“若干年前，一些电力专家认为可再生能源占比超过10%，电网系统很大可能会崩溃。如今，德国可再生能源发电量占比达50.9%，其中风光发电量占比达37.2%，运行依然良好。”他告诉《经济》杂志、经济网记者，这主要得益于对虚拟电厂模式的探索。“单独分散的中小型电力资源，虽然灵活性强，但因规模不大、分布分散、发电波动性大，难以直接提供系统服务。而虚拟电厂通过电力聚合商，将独立的分布式电源组合起来，通过先进的信息技术系统，准确地预测、监控、优化和调度系统内的发电、储能、放电及用能，以满足单元内的电力需求，实现电力动态平衡，提升电力系统的调节能力和灵活性。”王进表示，随着虚拟电厂模式的进一步改善，我们要对中国新型电力系统建设充满信心。