新能源发电企业应收账款风险管控研究

翟慧敏 中广核太阳能开发有限公司

引言

近年来，在国家能源战略指引以及相关部委的大力支持下，我国新能源发电行业获得了长足发展，新能源装机快速增长、产业技术明显提升、发电成本大幅下降，对我国能预转型和绿色发展起到了至关重要的作用。目前，我国可再生能源装机容量已达到9亿千瓦以上，已经占全球装机容量的42.00%以上。我国已成为全球可再生能源第一大国，为全球能源转型、创建“绿色地球”、走绿色低碳之路做出了表率。可再生能源已从“替代能源”迈向“主力能源”，但也出现了新能源补贴不能及时到位、补贴拖欠金额越来越大等突出问题。

一、新能源发电企业应收账款基本情况

（一）新能源发电企业应收账款构成

在新能源发电企业中，应收账款主要包括与国家电网公司按月结算的标杆电费款、可再生能源补贴电费款、余量上网项目应收业主的电费款、提供运维服务创收业务产生的应收款等，其中应收补贴电费款占应收账款余额的90%以上，且账龄较长。新能源发电企业的可再生能源补贴电费在公司经营现金流中占比约50%～70%，应收补贴电费款的回收情况直接影响新能源发电企业能否正常运营。

（二）新能源发电企业补贴政策的由来

由于风电、太阳能发电等新能源发电初期，发电成本高于传统发电，缺乏与传统电源同台竞争的能力，为鼓励可再生能源发展、激发投资热情，2006年，我国通过相关法规规定，对新能源发电中高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分进行补贴。我国自2006年6月30日起开征可再生能源电价附加，由电网企业负责向电力用户随售电量收取，由国家发改委统筹后统一支付。

2009年，国家已通过法律明确成立可再生能源发展基金，支持可再生能源的开发利用，资金来源包括国家财政年度安排的专项资金以及依法征收的可再生能源电价附加收入。2011年，财政部、国家发改委、国家能源局联合发布相关法规，可再生能源电价附加作为可再生能源发展基金的组成部分，其征收与使用由财政部牵头实行收支两条线管理，以促进新能源发电行业快速发展[1]。截至目前，可再生能源电价附加征收标准已经上调过5次，从最初的0.1分/千瓦时，上升到1.9分/千瓦时。

二、新能源发电企业应收补贴款拖欠的原因

（一）新能源装机规模远超规划，对补贴资金需求大幅增加

截至目前，2020年风电、光伏为主的可再生能源补贴缺口已超过3000亿元。预计到2035年累计补助资金缺口将会扩大至1万亿元以上，后续随着纳入补贴清单的新能源项目陆续达到经营期退出以及风电、光伏进入平价发展阶段，补贴缺口将逐渐降低。

（二）补贴资金来源单一且难以足额征收

新能源补贴资金来源只有可再生能源电价附加，可再生能源电价附加在征收过程中存在大量拖欠，实际征收率仅为85%左右，主要是新疆、甘肃、内蒙古和山东等地区的自备电厂未足额缴纳可再生能源附加基金。

（三）可再生能源电价附加标准难以提高

为支持清洁能源行业发展，解决上述矛盾，国家自2006年开始已五次上调可再生能源电价附加征收标准，由 2006年的1厘/千瓦时，调整到2016年的1.9分钱/千瓦时。目前，国家为减轻企业负担，促进实体经济发展，着力降低企业及社会用电成本，因此，进一步提高可再生能源电价附加征收标准有较大难度，新能源行业的补贴缺口将持续扩大。

三、新能源发电企业应收补贴款拖欠的影响

受电价补贴难以足额征收、征收标准难以再提高等因素影响，电价补贴缺口不断扩大，行业发展面临瓶颈，影响了行业健康可持续发展以及投资者信心。

（一）企业面临难以正常运营的风险

可再生能源电价补贴在电费现金流中占比约50%～70%，补贴电费的回收情况直接影响到可再生能源企业“两金压降”的效果。

企业资金面临断裂风险，连锁反应最终将危及金融市场稳定。在市场交易电价不断下降以及可再生能源补贴资金长期滞后的双重压力下，可再生能源项目投产后面临资金紧张的局面，一些光伏民营企业率先陷入现金流枯竭的经营困局。近两年，光伏行业出现了一波较大的整合潮，光伏电站交易频繁，其中最引人注目的是自2020年以来协鑫新能源公司已进行17次光伏电站出售交易，累计规模3.125GW，回笼资金约95.63亿元。

预计到2025年前后，累计有1亿千瓦的存量太阳能项目，约7000亿元的投资，将陷入经营现金流无法偿还日常本息、利润亏损的困境，届时这些项目将无法还本付息，面临银行拒贷风险。企业资金链断裂破产，进而将会产生大量的僵尸企业和巨额的银行不良金融风险，危及金融市场稳定。

（二）补贴政策调整打击投资者信心

据媒体报道，为缓解补贴缺口，财政部正在酝酿“非水可再生能源参与市场化交易形成的降价空间，等比例降低补贴部分和燃煤标杆部分”等政策，加深了外界对可能取消存量项目电价补贴的疑虑，损害了企业和国家信誉，造成投资者转变投资方向，企业融资难度加大。目前，补贴拖欠问题直接造成港股新能源运营商市净率长期低于1倍，投资者观望态度加剧，估值难以修复，已经失去了股权融资功能。

实验选取宜昌地区高坝州水电站坝肩右岸边坡(A)、清江水布垭三友坪公路边坡(B)、三峡大学信息技术楼侧边坡(C)为研究坡地，研究样地描述如表1所示，三处均为岩质边坡，均采用植被混凝土生态防护施工工艺，边坡初始条件及后期管理养护条件等无较大差异。

（三）补贴长期滞后可能危及整个行业发展

电价补贴长期拖欠将导致国家、电站投资运营商、设备供应商之间形成“三角债”不断恶性循环，致使整个产业链出现诸多隐患。“三角债”导致的产业链相关企业的资金问题，整个产业链将受到严重打击，国家大力扶植的新兴产业可能出现断崖式下滑，严重影响我国可再生能源发展，最终危及能源革命进程，影响能源转型目标的实现。

四、解决新能源发电企业补贴款拖欠的建议

（一）多渠道丰富补贴资金来源

加强对自备电厂的征收管理。建议将可再生能源电价附加征收政策执行到位，明确监督考核职责，对于不缴纳电价附加的自备电厂所在地区，等额扣减该地区电价补贴资金，由地方财政自行承担，依法依规督促自备电厂公平承担社会责任。

提高居民可再生能源电价附加的征收标准。目前，可再生能源补助资金主要由工商业用户承担，大部分省份居民缴纳的可再生能源电价附加标准始终停留在1厘/千瓦时的水平。在当前经济新常态下，居民用电量增长较快，且居民生活水平不断提高，建议按照“谁受益、谁承担”的原则，建议由居民承担绿色发展的相应成本，适时提高对居民征收可再生能源电价附加的标准。以一个居民家庭一年用电量5000千瓦时计算，对这部分电量征收1.9分/千瓦时的电价附加，一个家庭一年的电费负担增加并不大，仅为90元；但可再生能源补助资金每年增加150～200亿元，可以一定程度上缓解补贴资金缺口。

（二）提高效率，加快存量项目确权

对于已并网含可再生能源电价补贴的存量项目，加快补贴清单审批进度，尽快确权，明确后续也会按所欠金额拨付补贴，保障合法合规项目应有的收益。目前按照国家“清单式”管理办法，项目纳入补贴清单需要经过国家电网、地方能源主管部门复审、信息管理中心审核等环节审核。在审核过程中，国家应加强对各审核环节的管理，要求各环节既要尽到审核职责，也要做好相互沟通，避免出现相互推诿、让新能源发电企业徒劳耗能等，无法纳入补贴清单的情况。

（三）优化增值税缴纳方式

政府部门应协调财政与税务部门共同研究新能源发电企业开通绿色通道办理企业所得税的缓征。建议国家协调相关部门或电网企业，通过优化增值税缴纳方式，总体上不会造成国家财政收入减少，同时完整了增值税抵扣链条，能有效缓解新能源企业部分资金压力。

一是通过收回预先缴纳增值税税款的方式，新能源企业在售电当月确认上网电价中的补贴收入时，开具增值税专用发票并纳税，同时将增值税专用发票交电网企业。电网企业根据增值税专用发票的进项税额予以抵扣或根据相关政策予以退税，并将增值税专用发票上记载的增值税额支付给新能源发电企业。这种操作方式没有改变国家税收征管体系，在不减少国家税收总额的情况下，确保了增值税链条始终完整和均衡。电网企业现金流不受影响，还可以延缓缴纳增值税、城建税及附加；新能源企业可以及时收回部分补贴电费所预缴的增值税，部分缓解企业资金压力。

二是通过延迟申报的方式，明确新能源企业收到补贴电费后、开具增值税发票给电网企业时再进行增值税纳税申报，企业所得税延续目前的申报缴纳方式，确认收入时还是预先缴纳。这种操作方式简单易行，电网企业不受影响，新能源企业增值税缴纳与电网企业进项税抵扣时间上可以保持一致，增值税抵扣链条完整，与现在相比只是增值税延迟缴纳，缴纳金额不变；企业所得税沿用现有预先缴纳的方式，总体上不会造成国家财政收入减少，切实履行中央企业的社会及责任担当。

（四）利用金融工具，优化补贴款结算方式

因新能源发电行业补贴资金总规模已经基本确认，目前是解决如要彻底解决新能源发电企业高额的应收补贴款风险问题[2]，必须要用国家制度保障，可以利用金融工具，由商业银行介入，建立一套适合新能源发电企业发展情况的机制[3]。

国家出台政策解决补贴拖欠款，政府支持以应收补贴款为基础资产，由商业银行认购后先行支付补贴款。新能源发电企业将符合纳入补贴清单条件的应收补贴款作为基础资产列入融资计划，商业银行认购成功后，将垫付资金扣减一定比例的利息后，支付给新能源发电企业。财政部根据出售应收补贴款计划，将可再生能源发展基金中新能源发电企业归属于基础资产的补贴款划转至商业银行。新能源企业可以以项目为核算基础，以省为单位编制应收补贴申报清单，与电网公司完成对账。电网公司给新能源企业出具应收补贴金额证明材料，新能源企业开具对应金额的增值税发票给电网公司。新能源企业要将开具给电网公司的增值税发票复印件、电网出具的补贴金额证明材料、以省为单位的各项目应收补贴清单、电费结算单、企业背书承诺函等资料提交商业银行，确认出售的应收补贴金额。由商业银行审核通过后拨付应收补贴资金给新能源企业，财政部可将可再生能源补贴款直接拨付商业银行。

这种补贴款结算方式，不仅可以解决新能源企业应收补贴资金回笼困境，确保企业顺利“出表”，降低资产负债率；而且不改变目前新能源发电行业补贴电费结算操作模式，新能源发电企业给电网公司开具增值税发票，与电网公司核对上网电量确保新能源企业补贴金额真实，保证国家税收不会减少的前提下，兼顾了电网公司的既得利益。同时，纳入补贴清单的补贴金额是以国家信用为担保，违约风险极小，商业银行垫付资金时可以根据应收补贴金额直接扣取一定比例的财务费用，操作简单，从而达到多方共赢的目的。

如果利用金融工具，优化补贴款结算方式，新能源企业将可再生能源电价补贴终止确认[4]，满足“出表”要求，按照会计准则要求，需要符合新能源发电企业不垫付款项、不出售或抵押基础资产、转移应收补贴款的风险和报酬等要求。新能源发电企业出售的基础资产不提供垫付款项，在发生收款延误时，新能源发电企业没有义务向商业银行支付尚未出售的基础资产的款项，同时新能源发电企业需要转移所有的风险和报酬，并且在资产转移协议中明确进行约定，包括但不限于：不签订回购协议或类似的赎回协议，不能采用附追索权方式出售金融资产等情形。

结语

我国围绕新能源补贴出台了一系列政策法规，补贴机制总体呈现出由差价补贴机制向新电改下的市场竞价补贴转变、由政府型补贴向市场导向型补贴过渡的趋势。根据国家领导对全球气候变化的积极应对姿态及我国新能源发展要求，我国将采取更加有力的政策和措施，改善全球生存环境，加大力度发展清洁能源。到2030年，我国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。在国家大力发展新能源的背景下，新能源发电企业面临的财务风险不断加剧，对此，新能源发电企业应构建合理的财务风险预警机制，实现对企业面临风险的防范，加快应收补贴款的回收，促进我国可再生能源的发展。