致命补贴

文 | 本刊记者 沈小波 李佩聪 李帅 周晓兰

因可再生能源补贴不到位导致的一系列连锁反应，正在改变着这个行业的游戏规则。

电站资产一度被看成企业稳定发展的现金奶牛，但2019年以来，新能源行业出售电站蔚然成风，尤其是民营企业手中运行的大量电站资产，在补贴不能兑现的背景下，越来越成为了烫手的山芋。

2019年6月，全球最大的光伏展会上海SNEC期间，一项收购震动了整个业界。保利协鑫拟将控股子公司协鑫新能源51%的股权转让给华能集团。前者是全球第二大的光伏电站运营商，截至2018年底光伏装机达7.3GW。若此项收购最终完成，协鑫新能源控股权将转手至华能集团。

协鑫新能源是协鑫集团重要的利润来源之一，但其依靠举债扩张的模式正在挑战其现金流的运转。新能源补贴的滞后，成为协鑫新能源的不可承受之重，最终迫使协鑫集团将多年培育的光伏电站资产转手他人。

“电站业务更适合央企来做。”协鑫集团内部人士表示。其言外之意，央企可以获得远低于民营企业的融资成本，与需要大规模融资的光伏电站开发相匹配；更重要的是，央企的实力更加雄厚，能够撑过补贴的拖欠期。

经过十几年的发展，中国以风电、光伏为主的新能源制造业，已经发展为全球最具竞争力的产业；同期大规模开发的风力、光伏发电站，其累计装机规模、新增装机规模均已经多年位居世界第一。

与此同时，作为新能源补贴的可再生能源附加基金征收标准长期以来未能提高，其体量已难以匹配下游快速发展的风光电站规模，因此补贴缺口逐年扩大。捉襟见肘的补贴资金之下，是同此凉热的电站运营企业。

在近期举办的多个新能源内部论坛上，即便是央企新能源业务的负责人，也大倒苦水，直言补贴滞后带来的压力已经愈发难以承受。数据显示，多家具有大规模电站业务的中央企业，其补贴资金被拖欠的规模均已超过百亿。

毋庸讳言，新能源补贴激励了中国的光伏、风电产业从无到有、从弱到强，并刺激了下游风、光电站的快速发展，成为中国能源清洁转型的重要推力。但在时下风电、光伏产业发展的新节点，新能源补贴拖欠已成为产业健康发展的严重桎梏，解决补贴拖欠已迫在眉睫。

不可承受之重

如果协鑫新能源控制权转手华能最终落地，意味着协鑫集团多年来狂飙突进的下游战略宣告终结。而终结协鑫下游战略的，正是愈演愈烈的补贴拖欠问题。

部分光伏电站、风电场交易情况一览表

2014年，协鑫集团控股的港股上市公司保利协鑫控股了另一家港股上市公司森泰集团，保利协鑫将光伏电站剥离至泰森集团后易名为协鑫新能源，专注于发展下游光伏电站业务。彼时，由于光伏电站为固定上网电价，电费收入稳定，现金流可预见，业内普遍认为光伏电站是一种极为适合证券化的资产。

除协鑫新能源外，港股还有2015年江山控股收购光伏开发商中科恒源转型为光伏电站开发商，以及招商新能源的光伏开发平台联合光伏（现易名为“熊猫绿能”。

这些开发商当时对光伏电站证券化的前景十分乐观。通过投资并网新的光伏电站，上市公司可以增加收入和利润，推高股价，再通过股权进行低成本融资，继续扩张电站规模，如此反复。

但这一逻辑很快被补贴拖欠的现实打破。普遍的补贴拖欠严重影响了上市公司的现金流，这些上市公司的股价长期低迷，股权融资通道近乎失效，只能退而求其次，选择高成本的债务融资。

协鑫新能源从2015年开始大规模发展光伏电站，2015-2016年光伏装机同比增长167%、114%，2017年开始降速，光伏装机同比增长70%，2018装机增长22%。截至2018年底，协鑫新能源总装机为7309MW，装机总量位列全球第二，仅次于国家电投。

股权融资通道不畅的背景下，协鑫新能源只能转向债券融资，并向关联公司借款。协鑫新能源年报显示，2018年其有息负债高达407亿元，同比增加超过50亿元，总负债率高达84.1%，与2017年持平。与此相对应的，是规模愈发庞大的拖欠补贴。2018年协鑫新能源政府补贴应收款高达67.8亿元。

一面是压顶的巨量债务，另一面是大量的补贴资金无法到账补充现金流，导致协鑫新能源陷入一个危险的境地，最终促使协鑫集团下定决心，为协鑫新能源寻找新的买主。

事实上，协鑫新能源仅是补贴拖欠引发企业困境的一个标本。在新能源行业，无论是光伏还是风电，补贴拖欠困扰了全行业，下游电站资产越多，遭遇的补贴拖欠的压力就越大。

根据国家发改委能源研究所研究员王斯成的测算，截至2018年底，可再生能源补贴拖欠已经达到2000亿元人民币，不算2019年以后的新增补贴，20年后补贴全部退出，合计需约3万亿元补贴资金。

可再生能源补贴资金长期拖欠，导致不少企业资金链断裂、停产、濒临倒闭。获得补贴的前提是首先进入可再生能源目录，目前可再生能源目录已经录入了7批可再生能源项目。

在1-7批可再生能源目录中，风电项目累计获得补贴1282.95亿元，占49.8%。相对于光伏而言，更早发展的风电进入目录的项目较多。但不论是风电还是光伏，更多的项目不在目录当中。

业内人士分析认为，目前，可再生能源附加不能大幅开源。若无新的财政补贴资金来源，国家第八批可再生能源补贴目录申请和批准将遥遥无期。

补贴“拖延症”

可再生能源发电补贴发放的初衷，本是一桩“有心栽花”的美事。然而回顾这些年的发展历程，却渐渐走成了“花开反成重负”的憾事。

2006年，国家开始征收可再生能源电价附加收入，并成为补贴资金的主要来源，可再生能源行业在政策和补贴的激励下得到了长足的发展，增长迅速。2012年，财政部、国家发改委与国家能源局出台《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》，发布了第一批可再生能源电价补贴目录，经过审核进入补贴目录的可再生能源项目，可以按规有序地拿到财政部发放的补贴。

从2012年6月至2018年6月，我国共下发了七批可再生能源电价补贴目录。其中，2012—2014年下发了五批，2016年8月下发第六批目录，第七批目录于2018年6月正式下发。

从时间上可以看出，补贴目录出台的间隔在不断地拉长。前四批项目申报并未出现大的滞后，在第五批开始出现滞后。从第六批可再生能源电价附加资金补助目录开始，可再生能源发电项目从并网到确定进入目录最快也要滞后一年半，可再生能源企业实际上拿到补贴需要两年甚至更长的时间，承受着巨额补贴拖欠。

“不知何时并网项目可以进入补贴目录，进入目录不知何时可以拿到补贴，拿到补贴不知道下一笔何时可以到账……”这些年来，可再生能源发电补贴目录一批批地出，补贴一年年地拖，企业面对着着同步走高的成本压力，被拖欠的补贴只能计入应收账款，等待着有朝一日补贴可以实际到位。

目前，第八批补贴项目申报仍未开始，甚至有消息称财政部正酝酿停止第八批补贴目录申报，这意味着2016年4月并网的项目，已经超过3年仍没有进入补贴目录，甚至可能不会再有机会。

在国家计划发放补贴之初，并没有预想到会面临着如此之大的缺口。补贴拖欠的背后，有着可再生能源行业过快发展，和产业扶持政策弹性难以适应其节奏的矛盾。

原本国家发放补贴是为了鼓励可再生能源发展达到“及格线”，却没有想到可再生能源发展有如出人意料的“逆袭生”一般，竟超跑了如此之多。

中电联数据显示，截止2018年6月底，中国光伏总装机容量为156GW，而进入前七批进入可再生能源补贴目录的光伏电站规模共计约50GW，仅占目前中国总装机规模的32%。截止2018年6月底，风电累计并网196GW，进入目录的为140GW，约28%的风电项目未进入补贴目录。除此之外，还有部分生物质项目未进目录。

以发展迅猛的光伏为例，2016年3月份之后并网的光伏项目，均未进入可再生能源补贴目录。而到2018年底，我国光伏装机达到174.63GW。意味着有70%以上、总规模超120GW的光伏项目没有进入补贴目录。

2006年以来，经过6次上调电价附加征收标准，我国可再生能源附加费征收标准从最早的0.1分千瓦时，逐步提高至1.9分千瓦时，由国家财政年度安排的专项资金和依法征收的可再生能源电价附加来组成补贴资金池予以支付。

目前可再生能源补贴资金来源以电价附加为主(约80%)，财政补贴为辅(不超过20%)。2015年之前，补贴仍在有序发放，而随着可再生能源规模发展和技术的快速进步，可再生能源尤其是光伏行业呈现了爆发式增长，补贴渐渐难承其重。

北京先见能源咨询有限公司董事长彭立斌曾发文表示，“产业高歌猛进的同时，由于产业扶持政策弹性难以适应技术进步的超常发展，补贴资金需求增长与社会承受力有限的矛盾，构成了补贴拖欠的基础环境。”

除可再生能源发展过快，可再生能源附加不能覆盖之外，可再生能源征收率也并不理想。2017年底，国家能源局在《关于政协十二届全国委员会第五次会议第4253号提交答复的函》中针对可再生能源发展中补贴拖欠等问题进行了回复。

根据文件，补贴拖欠的原因主要在于可再生能源补贴资金应收尽收的难度较大，实际征收率仅85%左右，缺口主要是自备电厂未足额缴纳电价附加基金，主要集中于新疆、甘肃、内蒙古和山东等地区。

对此，国家能源局表示下一步将会明确地方主体责任，加大可再生能源补贴资金的征收力度，但对于提高可再生能源电价附加征收标准的建议，在当时的情况下难度较大。彼时，我国可再生能源补贴拖欠额度已过千亿。中国光伏行业协会数据显示，截至2017年底，可再生能源补贴拖欠已累计达1127亿元。

这种背景下，众多依赖补贴的可再生能源企业困境求生，不乏借高息贷款的企业，甚至有部分企业资金链断裂导致停产，通过变卖下游电站以改善现金流状况成为不少企业的选择。

2019年6月19日，财政部公布为可再生能源电价附加收入安排的支出预算为886亿元。优先足额及时支付光伏扶贫、自然人分布式光伏、公共可再生能源独立电力系统等涉及民生的项目。对于其他发电项目，按照各项目补贴需求等比例拨付。

虽然这将有助于填补前七批项目大约三分之二的补贴缺口，但是还有众多未进入补贴目录的新可再生能源项目。彭博新能源财经估算，如不采取其他措施，补贴赤字将在未来25年给项目持有企业持续带来压力。

补贴拖欠转移法

受制于补贴拖欠，光伏电站投资运营商资金压力难堪重负，融资能力差的民营企业纷纷出售光伏电站断臂求生，而此时能够有能力接受这些电站的可能只有融资成本相对较低、承受能力较强的国有企业。

部分风电整机制造商应收账款情况

反观新能源的另一主角风电，尽管电站投资运营的以国有企业为主，但是同样由于补贴拖欠的问题，造成国家、电站投资运营商、设备供应商之间形成“三角债”的恶性循环。

在风电行业中，风电投资运营商拖欠供应商欠款已成为行业的公开秘密，这部分被拖欠的费用被称之为无息负债，尽管这部分资金对于投资运营商来说也属无奈之举，但对于供应商而言却是事关生死的巨大负担。“如果拖欠供应商30亿的应付款，那么一年就可以节省超过1亿的财务费用。”有人如此预测。

由于补贴拖欠，电站运营商无钱支付整机企业的设备费用，整机制造商又将压力向零部件供应商传递，如此恶性循环致使整个产业链出现诸多隐患。

以风电巨头金风科技为例，2019年一季度报显示，其应收账款超过164亿元，占总资产的18.94%。此外，有的企业应收账款占比总资产甚至超过30%。

一方面，由于费用的拖欠，部分供应商无法维持经营，资金链紧张，甚至断裂。另一方面，“三角债”导致的产业链相关企业的资金问题，使得产品质量问题愈发突出，到最后受害者仍然还是运营企业。

作为电站收购方和持有方，大型国企在融资能力上远优于民营企业，承受补贴拖欠的能力也更强。但是，随着审计规则的变化，大型国企面对补贴拖欠也显得忧虑重重。

在一次新能源闭门会议上，一位国企新能源负责人对于补贴拖欠显得忧心忡忡：目前《可再生能源电价附加资金补助目录》已经公布了七批，第八批的公布较之以往已经滞后，如果项目不列入目录之中，财务报表又该如何呈现？最近，我们和国家审计署进行了艰难的沟通，新能源拖欠的欠费要不要列入到企业的收入当中，如果不列入收入当中，整个行业可能会出现大范围的亏损。届时，整个新能源行业还会保持现在快速发展的态势吗？

在会计核算中，收付实现制是以款项的实际收付为标准来处理经济业务，确定本期收入和费用，能够真实地反映当年的预算收支实际执行结果。而权责发生制则是指在本期内已经收到和发生或应当负担的一切费用，不论其款项是否收到或付出，都作为本期的收入和费用处理。

后者在反映企业的财务状况时有其局限性。对于新能源企业来说，采用权责发生制——拖欠补贴确认收入，可能使企业的利润表看起来经营很好，效率很高，但在资产负债表上可能没有相应的变现资金而使企业陷入财务困境。

上述负责人还透露：“目前国家电网已经按照收付实现制进行财务报表的编制，而不是我们平时常用的权责发生制，南方电网很快也要这样做。”

对于很多的国企来说，补贴没有拿到，但是由于已经计入了收入，所以还要缴纳税费，甚至有的公司还要分红。有风电运营企业负责人无奈的表示：“补贴的钱没到手，却要先借钱交税，借钱分红。”

进入2019年，关于新能源，尤其是光伏、风电的补贴问题有了新的突破——新增补贴问题有了解决方案，通过《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》、《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》确定了风电、光伏平价和竞价的发展方向，解决了新增风电、光伏项目的补贴问题，避免重蹈覆辙。

尽管目前新增补贴问题暂告一段落，但是对于巨大的存量补贴问题如何解决仍然是新能源头上的悬梁之剑。

拖欠何解？

目前，解决可再生能源补贴拖欠问题的呼声日渐高涨。由于补贴拖欠缺口大、拖欠周期长，企业现金流压力较大，甚至一些小企业都出现了现金流枯竭的经营困局。因此，如何解决补贴拖欠问题成为研究可再生能源健康持续发展离不开的话题。

关于补贴拖欠的解决方法，业内已经有了不少讨论。综合业内专家的观点，无非是完善可再生能源补贴机制和辅助机制补充两大类方法。

众所周知，我国可再生能源补贴主要来源于从用电量中征收的可再生能源附加，此外还有少量财政专项补助。填补巨额补贴缺口首先要从源头思考解决办法，因此多位业内人士表示，可提高补贴资金征收标准。

尽管在2006年到2016年这十年间，可再生能源补贴征收标准已从0.1分/千瓦时提高到1.9分/千瓦时。但是随着风电、光伏、生物质等新能源装机的快速发展，补贴缺口问题日益严重，因此，2016年便已有光伏企业代表提出建议：上调可再生能源附加标准，由目前1.9分/千瓦时上调至3分/千瓦时，并保证全部电量足额征收。

光伏行业专家王淑娟曾在《解决可再生能源补贴拖欠的五个途径探讨》一文中指出，根据风电、光伏项目平价上网的路线图，现有的补贴征收情况，只要将补贴标准从1.9分/千瓦时提高到3分/千瓦时，基本就可以覆盖住风电、光伏平价上网之前全部可再生能源的补贴需求。近几年两会期间，不断有新能源行业代表呼吁提高可再生能源补贴资金征收标准，加大征收力度，以弥补资金缺口。

如上述所言，除提高补贴征收标准外，还应加大征收力度，尤其是对自备电厂欠缴费用的追回。理论上我国每年可征收的可再生能源发展基金超过900亿元，但是实际征收的额度远小于理论上的征收额度，导致我国可再生能源发展基金一直面临着较大的缺口。

数据显示，2012年至今，可再生能源附加的实际征收量比理论量少了1361亿元。而“十二五”期间自备电厂拖欠的可再生能源电价附加约为400亿元。由此可见，可再生能源补贴资金缺口大，很大一部分原因是自备电厂的拖欠。

2018年3月22日，国家发改委办公厅下发了《燃煤自备电厂规范建设和运行专项治理方案（征求意见稿）》，文件中明确要限期整改未公平承担社会责任问题，自备电厂自2016年起欠缴的政府性基金及独家和系统备用费，应于2018年底前缴清；2016年之前欠缴费用应于3年内缴清。

然而，该文件最终未正式下发，自备电厂的附加追缴目前仍没有成效。业内预计，如果自备电厂应缴费用追缴成功，那么未来每年预计能增加近300亿元的可再生能源附加收入，将会有效缓解补贴缺口增加的问题。

另外，针对补贴拖欠周期长的问题，可以通过简化可再生能源电价附加的征收和补贴申报、审批、拨付方式，进而缩短补贴发放周期。

上述方法均是从完善可再生能源补贴机制的角度出发，而在风电、光伏等新能源逐步迈向“平价”的过程中，国家也需要规划建立一套辅助机制，在缓解新能源发电企业经营压力的同时引导新能源产业加快向平价上网转型。于是，“绿证+配额制”成为了一种可能的选项。

所谓“绿证”即绿色电力证书，是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有唯一代码标识的电子凭证。2017年1月，国家发改委、财政部以及能源局三部委联合发布了《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，标志着我国绿色电力证书制度正式试行。

“绿证”的出现主要是为了缓解国家可再生能源补贴资金不足的压力，进一步完善新能源电力的补贴机制，同时也是国家赋予新能源发电企业的一种主动管理现金流的权利。但是，截至2019年6月，全国风电“绿证”累计核发量已经达到2273万个，实际交易量却只有3.3万个。即使按今年风电“绿证”最高成交价236.5元/个计算，对应补贴金额仅为780.45万元，相较于当前风电补贴缺口而言，只是杯水车薪。

尽管“绿证”自诞生之初就肩负了替代补贴的使命。然而，面对拖欠已久的巨额补贴，尚处于自愿认购阶段的“绿证”交易制度难以缓解补贴拖欠问题。

今年5月，“配额制”易名为“可再生能源电力消纳责任权重”终于落地。“配额制”不仅要解决消纳问题，还要解决补贴缺口问题。于是，文件中提出了两种补充（替代）方式以完成消纳量，一是向超额完成年度消纳量的市场主体购买其超额完成的可再生能源电力消纳量，双方自主确定转让（或交易）价格；二是自愿认购“绿证”，其对应的可再生能源电量等量记为消纳量。随着“配额制”的进一步实施，新能源发电企业将有望通过售卖“绿证”直接获得现金流入。

未来，“绿证”交易制度是否与之前保持一致尚不明确，对此，国家能源局新能源司有关负责人也表示，后续“绿证”核发范围、价格体系等“绿证”政策将根据消纳保障机制实施情况适时调整完善，进一步确保两者的有序衔接。因此，其对于补贴拖欠缺口的作用有多大，暂不明确。但绿色电力证书强制性约束交易的启动将很大程度上填补巨额补贴缺口。

此外，还有业内人士建议财政部发行补贴式国债，既能解决补贴资金来源，也能提升金融机构对风电、光伏以及生物质等产业的信用评级，带动更多资金解决补贴拖欠问题。