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上篇：可再生能源的補貼拖欠困境
我國新能源行業(yè)的發(fā)展有目共睹。通過相關(guān)政策的扶持、技術(shù)的進步以及產(chǎn)業(yè)規(guī)模的提升，在近年成為中國制造的一張名片。不僅為世界能源發(fā)展的未來做出了巨大的貢獻，也給我國的環(huán)保、能源及制造業(yè)帶來了新的發(fā)展契機。然而，伴隨著行業(yè)的發(fā)展及規(guī)模的提升，新能源行業(yè)也不可避免產(chǎn)生了一系列的問題。棄風棄光、補貼拖欠、企業(yè)破產(chǎn)等相關(guān)報道不時出現(xiàn)在眼前。技術(shù)性因素及用電需求的周期性，有其發(fā)展過程及規(guī)律，而資金瓶頸以及制度探索就成為我們最關(guān)注的話題。
一、新能源補貼困境產(chǎn)生的原因
通過數(shù)次調(diào)整，我國當前可再生能源附加費的征收標準是0.019元/千瓦時，由國家財政年度安排的專項資金和依法征收的可再生能源電價附加來組成補貼資金池予以支付。由于行業(yè)初期基數(shù)低，在2015年之前的項目，補貼發(fā)放緊張有序。也正是依托于相關(guān)扶持政策的有效開展，迎來了新能源行業(yè)蓬勃發(fā)展的春天。
然而隨著技術(shù)進步、產(chǎn)業(yè)規(guī)模優(yōu)勢等諸多非線性因素，在2015年開始，新能源行業(yè)特別是光伏行業(yè)的發(fā)展在現(xiàn)有政策條件下呈爆發(fā)性增長趨勢。截止2017年12月全國光伏累計裝機規(guī)模達到130GW以上，風電累計裝機規(guī)模達到164GW以上。其中光伏行業(yè)2017年一年就完成建設(shè)規(guī)模53GW，相當于之前數(shù)年的總和。超過德國歷史總裝機的43GW，更是法國歷史總裝機8GW的數(shù)倍。與之相對應(yīng)的背景，卻是用電需求增長緩慢與常規(guī)發(fā)電能力的周期性富余。
產(chǎn)業(yè)扶持政策彈性難以適應(yīng)技術(shù)進步的超常發(fā)展，補貼資金需求增長與社會承受力有限的矛盾，構(gòu)成了補貼拖欠的基礎(chǔ)環(huán)境。
二、壓垮新能源補貼的稻草在哪里?
我國光伏上網(wǎng)電費結(jié)算包含兩部分，即當?shù)孛摿蛎弘妰r+可再生能源基金。每年度國家相關(guān)部門會出臺不同地區(qū)的標桿電價，供業(yè)主開發(fā)決策。在項目建成后，脫硫煤電價部分可以即時從電網(wǎng)正常結(jié)算，而補貼部分需要集中上報后，由資金池統(tǒng)一安排。不同年代及區(qū)域，脫硫煤電價與補貼占標桿電價比例不等，補貼所占份額整體在55%-80%區(qū)間。在補貼整體支付不到位的情況下，導(dǎo)致新建光伏電廠的現(xiàn)金流僅為正常值的20%-45%。
能源行業(yè)是重資產(chǎn)、長周期、低回報的公用事業(yè)投資，其核心運營背景是用低成本長周期的資金去開發(fā)一個中等回報的項目，體現(xiàn)為綜合能力的博弈。需要依靠長期持有運營的不間斷現(xiàn)金流來支撐前期巨大的金融成本。光伏行業(yè)贏利模型中所依托的現(xiàn)金流出現(xiàn)變化，勢必影響到整個項目的合理收益與融資安全。
我們大家都知道，即便不算前期準備工程，火電建設(shè)期通常為3年，水電建設(shè)期3-5年，核電7-10年。而光伏行業(yè)的建設(shè)期僅為3-6個月。相對于常規(guī)能源建設(shè)期都需要承擔的大量資金支付壓力及建設(shè)期利息，光伏行業(yè)的短平快屬性有著天然的優(yōu)勢。即便在棄水、限發(fā)周期，常規(guī)能源也可以經(jīng)受多種壓力的考驗?？蔀槭裁葱履茉葱袠I(yè)對于現(xiàn)金流是如此的敏感?
首先，業(yè)主的專業(yè)性，資金實力，以及技術(shù)的可靠，保證了項目合理的現(xiàn)金流和贏利水平。新能源行業(yè)建設(shè)期短，除了關(guān)注長期收益的投資者，不可避免也吸引了大量的短期投機資金。這些資金與常規(guī)能源開發(fā)體系不同，借助信托、融資租賃及民間借貸等方式，通過3-8年期中短期借款以及8-12%的利率，來謀求10%的項目回報率。相對常規(guī)能源6-7%的回報率，新能源項目催生了對于高成本資金的需求。而高成本資金進一步加重了項目成本，造成清潔能源成本下降幅度收窄。如果建成后短期能夠取得長期低成本資金的支持，就可以獲取快速周轉(zhuǎn)能力。否則短貸長投在當前補貼現(xiàn)狀下，現(xiàn)金流斷裂也就成為重大隱患。
其次，常規(guī)電源開發(fā)采用“資本金+貸款”方式，而相當一部分新能源業(yè)主由于自身基礎(chǔ)薄弱，無法取得銀行貸款支持的項目，通常采用融資租賃等其他金融手段。除了資本金比例等約束性條件外，往往項目通過全額資金建成后，才能開展融資業(yè)務(wù)。一方面造成部分新能源項目在資金利用率降低，而另一方面其只能通過產(chǎn)業(yè)鏈資金鏈協(xié)作來差少初始壓力。
隨著產(chǎn)業(yè)增長絕對值的爆發(fā)性增長以及行業(yè)自身整合，上游企業(yè)越來越呈現(xiàn)集中化的趨勢。電站開發(fā)企業(yè)的資金壓力快速集中的傳導(dǎo)到上游企業(yè)，從而產(chǎn)業(yè)鏈面臨流動性障礙。一部分擁有產(chǎn)能優(yōu)勢的企業(yè)，不愿意承擔相關(guān)風險，出于各種考慮參加到自主開發(fā)的大軍中，看似成為一體化企業(yè)。但制造業(yè)與公用事業(yè)天然的鴻溝，無不給行業(yè)進一步發(fā)展背上了沉重的枷鎖。另一部分擁有上市公司的企業(yè)，則借助定增等途徑來轉(zhuǎn)移壓力，謀求借助公眾投資者的力量解決問題。但是當證監(jiān)會頒布相關(guān)細則之后，在18個月方可定增一次、單次不得超過原份額20%的硬性規(guī)定下，也逐步冷靜下來。
第三，中國的新能源行業(yè)已經(jīng)擁有累計300GW以上的總規(guī)模，行業(yè)總資產(chǎn)超3萬億元。嚴格來說新能源行業(yè)已經(jīng)不“新”，根本就是一個產(chǎn)業(yè)鏈及其完善的常規(guī)行業(yè)。其投資方主要劃分為上市公司、國企和民企，分別通過新能源基地、地面大型電站及分布式電站等多種形式持有。不同投資主體之間，缺乏靈活多樣、公開透明的交易渠道。使得項目評估、交易之間存在著眾多的不便。進一步增加了交易成本，影響了資本的再平衡效率。能源行業(yè)從來都是逆周期投資。否則能源周期與經(jīng)濟周期不匹配，自然導(dǎo)致拉閘限電與棄電的不時出現(xiàn)。然而逆周期投資帶來的現(xiàn)金流壓力也就更大，這一切都使新能源企業(yè)的生存環(huán)境愈加復(fù)雜。
三、曙光
2015年以來，我們總計建設(shè)了價值2萬億元的近200GW的風光電站，該部分年發(fā)電量為3000億度左右。雖然占總發(fā)電量的比例不高，但目前已形成每年1000億左右的補貼現(xiàn)金流缺口。在當前社會用電成本難以提升的情況下，主要需要依賴銷售電量的穩(wěn)步增長，來提升資金池的總體規(guī)模。必竟我們處于一個經(jīng)濟新周期之中，2017年度用電量增速超過6.5%。我們也需要堅信當前所面臨的補貼危機不是政策償付性風險，而是流動性困境。伴隨著去補償政策的落地，補貼總額與基金池增長之間的天平會逐步傾斜。在當前用電增速下預(yù)計到2021年，現(xiàn)有的項目將可獲得相關(guān)資金的下發(fā)。
據(jù)統(tǒng)計，煤炭行業(yè)總資產(chǎn)規(guī)模為5萬億元左右，就業(yè)人口600余萬人。新能源行業(yè)總資產(chǎn)3萬億元，就業(yè)人口逾400余萬。行業(yè)總資產(chǎn)規(guī)模、就業(yè)人口絲毫不亞于煤炭行業(yè)。當年煤炭行業(yè)面臨困難，出臺數(shù)千億專項資金成功扭轉(zhuǎn)了行業(yè)下行趨勢，并且保證了良好發(fā)展?？紤]到新能源行業(yè)自體體量已經(jīng)巨大，其中有大量中短期資金面臨償付困境，如果放任不理勢必在新能源、金融、政策信用等多個層面面臨挑戰(zhàn)。我們當然可以通過臨時性的行政強制手段來延緩?fù)稒C性高杠桿崩潰的風險，從而避免短期1000億補貼現(xiàn)金流引發(fā)的難題，但若能利用政策及市場的多種手段相結(jié)合，相信會取得更好的效果。
在我們耳邊，向其他發(fā)達國家學(xué)習(xí)的聲音不絕于耳。大家的著眼點都在于其對于新能源補貼的相對值和能源結(jié)構(gòu)占比。然而對于其資源稟賦和補貼總量、銷售電價、產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)及投融資模式卻鮮有研究。在常規(guī)耗能產(chǎn)業(yè)向中國轉(zhuǎn)移的基礎(chǔ)上，西方發(fā)達國家得以轉(zhuǎn)嫁環(huán)境成本并獲得不平衡收益。但隨著生產(chǎn)能力的優(yōu)勢、產(chǎn)品附加值的提升，創(chuàng)新意識增強以及新清潔耗能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，西方原有贏利體系已被打破，中西方世界的用能水平都將站在新的起跑線上發(fā)展。通過政策及金融多重手段，只要著力化解存量新能源電站的流動性危機，就將進一步讓我國的新能源企業(yè)獲得充足的現(xiàn)金流，得以健康安全發(fā)展。輕裝上陣的低成本可持續(xù)新能源體系，將在我們未來的能源結(jié)構(gòu)中擁有更高的比例，從而在新時期的競爭中取得先機。
下篇：解決補貼問題的路徑
光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展到今天，已經(jīng)成為能源替代不可阻擋的重要力量。然而，在產(chǎn)業(yè)高歌猛進的同時，由于產(chǎn)業(yè)扶持政策彈性難以適應(yīng)技術(shù)進步的超常發(fā)展，補貼資金需求增長與社會承受力有限的矛盾，構(gòu)成了補貼拖欠的基礎(chǔ)環(huán)境。
補貼延遲發(fā)放和補貼來源枯竭成為了行業(yè)發(fā)展的心腹大患。為今之計，不能只是單純的從增加可再生能源附加一個手段來解決補貼問題，而是應(yīng)該從多方向、全社會的角度來多管齊下，方能降伏這個可再生能源發(fā)展道路上的攔路虎。
一、以財政金融政策妥善解決存量補貼問題
從3月6號白城領(lǐng)跑者項目報出0.39元/千瓦時的價格來看，未來光伏電站每年所需要的補貼將越來越少。可以判斷2017年是光伏電站補貼形成的峰值年。隨后每年形成的補貼量將逐步減少，直至很快取消。而目前進入補貼目錄的光伏電站總量僅為40GW左右。截止到現(xiàn)在，未能進入補貼目錄的光伏電站實際總量超過了90GW。這90GW凝聚了企業(yè)大量的財富和支撐產(chǎn)業(yè)發(fā)展的資金，如果不能妥善處理這些電站補貼的發(fā)放，勢必給行業(yè)帶來滅頂之災(zāi)。
建議以財政金融角度，從以下四個方面解決存量補貼的問題。
1.財政部發(fā)行補貼國債光伏電站補貼本來就是國家信用，只是因為特殊原因?qū)е掳l(fā)放拖延和總量不足，并非中央財政缺乏財力支撐。因此，財政部門完全可以通過發(fā)行補貼式國債來盤活補貼不到位的情況。首先是維護了國家信用;其次有效解決了補貼資金來源;再次有了這個手段，將使得金融機構(gòu)對光伏產(chǎn)業(yè)的信用評級大大提升，從而帶動更多的市場資金解決補貼拖欠問題。
2.設(shè)立可再生能源中長期發(fā)展基金基于補貼總量非常大的情況，建議由相關(guān)部門組織委托金融機構(gòu)或者資產(chǎn)管理公司，設(shè)立可再生能源中長期發(fā)展基金。選擇綜合能力強的實業(yè)投資者做為劣后方，風投資金與長期投資機構(gòu)做為優(yōu)先方組成新能源長效投資基金。通過企業(yè)運維、質(zhì)檢、營銷等大數(shù)據(jù)體系的支撐，結(jié)合金融機構(gòu)成熟的風險評估體系，形成一條可以復(fù)制的路徑。
該長效投資基金以扶持行業(yè)長期高效發(fā)展、協(xié)助部分企業(yè)渡過短期流動性危機為宗旨，相關(guān)資產(chǎn)完成質(zhì)押后由基金公司來負責未來約定時期的還本付息事宜，并代為管理相關(guān)資產(chǎn)。直至補貼資金下發(fā)后，由原業(yè)主回收相關(guān)權(quán)益并支付費用。如原業(yè)主放棄回購，則由基金長期持有該項目并經(jīng)市場渠道逐步退出。將參與各方的管理能力、信用體系與低成本融資能力相結(jié)合，利用專項基金、產(chǎn)業(yè)基金等方式，為不同參與方的投資周期和風險偏好設(shè)計定制化的金融產(chǎn)品，依托專業(yè)機構(gòu)的管理來解決當前補貼資金的流動性問題，在當前經(jīng)營環(huán)境中已經(jīng)實現(xiàn)了多贏格局。
3.鼓勵企業(yè)發(fā)行綠色償債債券鼓勵裝機容量較大的企業(yè)發(fā)行綠債來解決補貼拖欠問題。據(jù)統(tǒng)計，裝機超過1GW的企業(yè)，補貼拖欠總額一般都在10億以上。能夠通過綠債緩解因為現(xiàn)金流不足造成的企業(yè)資金緊張，具有非常重要的意義。
4.實行存量補貼登記制度，快速確認存量補貼金額目前雖然大家知道補貼拖欠嚴重，補貼金額不足。但是準確的補貼金額總量仍然是個謎。建議實行電站規(guī)模管理的同時，實行存量補貼登記制度，通過電網(wǎng)與企業(yè)的實際電能記錄，快速確認存量補貼金額。同時形成存量補貼政府相關(guān)機構(gòu)確認機制，使得企業(yè)被拖欠補貼能夠形成真正的國家信用，有利于充分調(diào)動社會資本解決企業(yè)燃眉之急。
二、從分布式電站開始實行補貼雙軌制
1.強制執(zhí)行可再生能源用能配額制結(jié)合“綠證”政策，在全國強制可再生能源用能配額制。按照能源消費量分攤可再生能源消費量。可以分為第一步由電網(wǎng)和政府共同承擔配額責任;第二步再向工商業(yè)企業(yè)用能單位承擔可再生能源消費指標;第三步把可再生能源消費配額向全社會推廣。
2.鼓勵分布式電站市場化交易 2017年10月31日，國家發(fā)改委和國家能源局聯(lián)合發(fā)布了《關(guān)于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》(發(fā)改能源【2017】1901號)。鼓勵企業(yè)在降低補貼的前提下，進行分布式光伏電站就近消納，就近結(jié)算。這對于光伏電站無論是存量還是增量，都具備非常重大的意義。首先市場化交易將使得電力輸送減少損耗，就地消納，提高電能的利用率;其次，市場價交易使得用電成本降低，補貼成本減少;再次，分布式電站的市場化交易切合電改鼓勵增量配網(wǎng)改革的方向，為電改的進一步深入創(chuàng)造了條件。
2.鼓勵投資者建設(shè)可再生能源自備電廠根據(jù)分析，目前我國華南、華東和華北地區(qū)，光伏電站的度電成本已經(jīng)低于用戶側(cè)的電力終端價格。部分企業(yè)可以通過直接安裝光伏電站，有效降低企業(yè)生產(chǎn)成本。但是由于光伏電站暫時還需要與電網(wǎng)形成穩(wěn)定的供電系統(tǒng)，因此企業(yè)光伏自備電廠的建設(shè)對原供電系統(tǒng)形成沖擊。在這種情況下，建議國家有關(guān)部門明確鼓勵投資者建設(shè)可再生能源自備電廠，要求發(fā)改、規(guī)劃和電力等相關(guān)部門給予全面支持。
4.鼓勵投資者自主選擇去補貼方式由于目前光伏成本仍然在下降之中，我國發(fā)達地區(qū)的用戶側(cè)終端電價已經(jīng)可以滿足去補貼的要求，因此應(yīng)鼓勵投資者自主選擇不要補貼建設(shè)光伏電站。凡是不需要補貼，并且自發(fā)自用的投資企業(yè)給予更寬松的分布式電站備案程序，比如僅需要通過發(fā)改委批準建設(shè)規(guī)模。同時，結(jié)合電改，給予去補貼和自發(fā)自用的分布式電站投資者在增量配網(wǎng)、微電網(wǎng)等項目方面以特別優(yōu)先權(quán)。
5.對分布式項目的管理實行雙軌制 凡是需要補貼的分布式項目按照原程序?qū)徟?br />
凡是不需要補貼的分布式項目只需要經(jīng)過地方發(fā)改委批準就可以開工建設(shè)并自行管理。當然，也需要限制項目的整體容量不得超過電網(wǎng)接入變壓器容量的50%。同時光伏自備電站需要安裝防逆流裝置，以保證電網(wǎng)的安全。
三、全國范圍的光伏電站去補貼路徑
雖然目前華南、華東和華北地區(qū)光伏度電成本具備了用戶側(cè)終端電價平價條件，但是全國還有大量地區(qū)如果取消補貼，將會嚴重影響當?shù)毓夥a(chǎn)業(yè)的發(fā)展。尤其是戶用光伏，一旦取消補貼，將會導(dǎo)致斷崖式停滯。因此對于全國范圍的去補貼路徑，我們建議采取如下步驟：
1.分區(qū)域逐步取消補貼根據(jù)各地不同情況，把目前的光伏電價按照三類劃分類別的辦法，更細致的參照各地工商業(yè)電價水平來確定。符合取消補貼地區(qū)的光伏電站可以率先提出申請，同時允許取消補貼地區(qū)不受指標限制建設(shè)光伏電站。而未取消補貼地區(qū)的光伏電站，除自發(fā)自用全消納的光伏電站以外實行全口徑指標管理。
2.規(guī)定所有新增全額上網(wǎng)電站實行競價備案制 建議從2019年開始，所有新增全額上網(wǎng)電站實行競價備案制。也就是說，無論是地面電站，還是分布式電站，只要是全額上網(wǎng)方式，都采取競價方式獲得投資資格。但是競價電站不再受指標限制，并且規(guī)定競價電站電費結(jié)算不再分為火電脫硫標桿電價和補貼電價兩部分，直接以競價電價作為結(jié)算電價。同時規(guī)定，凡是接入電網(wǎng)或者配電網(wǎng)的競價電站不得限電，必須保證消納不低于95%。
3.給予申請免補貼試點項目優(yōu)先批復(fù)權(quán)在多能互補、增量配網(wǎng)、能源互聯(lián)網(wǎng)以及微電網(wǎng)示范項目申報中，建議規(guī)定凡是含有申請免補貼的光伏電站項目此類試點項目，優(yōu)先批復(fù)。以提高光伏電站的利用效率和加速技術(shù)革新的發(fā)展。
我國新能源行業(yè)的發(fā)展有目共睹。通過相關(guān)政策的扶持、技術(shù)的進步以及產(chǎn)業(yè)規(guī)模的提升，在近年成為中國制造的一張名片。不僅為世界能源發(fā)展的未來做出了巨大的貢獻，也給我國的環(huán)保、能源及制造業(yè)帶來了新的發(fā)展契機。然而，伴隨著行業(yè)的發(fā)展及規(guī)模的提升，新能源行業(yè)也不可避免產(chǎn)生了一系列的問題。棄風棄光、補貼拖欠、企業(yè)破產(chǎn)等相關(guān)報道不時出現(xiàn)在眼前。技術(shù)性因素及用電需求的周期性，有其發(fā)展過程及規(guī)律，而資金瓶頸以及制度探索就成為我們最關(guān)注的話題。
一、新能源補貼困境產(chǎn)生的原因
通過數(shù)次調(diào)整，我國當前可再生能源附加費的征收標準是0.019元/千瓦時，由國家財政年度安排的專項資金和依法征收的可再生能源電價附加來組成補貼資金池予以支付。由于行業(yè)初期基數(shù)低，在2015年之前的項目，補貼發(fā)放緊張有序。也正是依托于相關(guān)扶持政策的有效開展，迎來了新能源行業(yè)蓬勃發(fā)展的春天。
然而隨著技術(shù)進步、產(chǎn)業(yè)規(guī)模優(yōu)勢等諸多非線性因素，在2015年開始，新能源行業(yè)特別是光伏行業(yè)的發(fā)展在現(xiàn)有政策條件下呈爆發(fā)性增長趨勢。截止2017年12月全國光伏累計裝機規(guī)模達到130GW以上，風電累計裝機規(guī)模達到164GW以上。其中光伏行業(yè)2017年一年就完成建設(shè)規(guī)模53GW，相當于之前數(shù)年的總和。超過德國歷史總裝機的43GW，更是法國歷史總裝機8GW的數(shù)倍。與之相對應(yīng)的背景，卻是用電需求增長緩慢與常規(guī)發(fā)電能力的周期性富余。
產(chǎn)業(yè)扶持政策彈性難以適應(yīng)技術(shù)進步的超常發(fā)展，補貼資金需求增長與社會承受力有限的矛盾，構(gòu)成了補貼拖欠的基礎(chǔ)環(huán)境。
二、壓垮新能源補貼的稻草在哪里?
我國光伏上網(wǎng)電費結(jié)算包含兩部分，即當?shù)孛摿蛎弘妰r+可再生能源基金。每年度國家相關(guān)部門會出臺不同地區(qū)的標桿電價，供業(yè)主開發(fā)決策。在項目建成后，脫硫煤電價部分可以即時從電網(wǎng)正常結(jié)算，而補貼部分需要集中上報后，由資金池統(tǒng)一安排。不同年代及區(qū)域，脫硫煤電價與補貼占標桿電價比例不等，補貼所占份額整體在55%-80%區(qū)間。在補貼整體支付不到位的情況下，導(dǎo)致新建光伏電廠的現(xiàn)金流僅為正常值的20%-45%。
能源行業(yè)是重資產(chǎn)、長周期、低回報的公用事業(yè)投資，其核心運營背景是用低成本長周期的資金去開發(fā)一個中等回報的項目，體現(xiàn)為綜合能力的博弈。需要依靠長期持有運營的不間斷現(xiàn)金流來支撐前期巨大的金融成本。光伏行業(yè)贏利模型中所依托的現(xiàn)金流出現(xiàn)變化，勢必影響到整個項目的合理收益與融資安全。
我們大家都知道，即便不算前期準備工程，火電建設(shè)期通常為3年，水電建設(shè)期3-5年，核電7-10年。而光伏行業(yè)的建設(shè)期僅為3-6個月。相對于常規(guī)能源建設(shè)期都需要承擔的大量資金支付壓力及建設(shè)期利息，光伏行業(yè)的短平快屬性有著天然的優(yōu)勢。即便在棄水、限發(fā)周期，常規(guī)能源也可以經(jīng)受多種壓力的考驗?？蔀槭裁葱履茉葱袠I(yè)對于現(xiàn)金流是如此的敏感?
首先，業(yè)主的專業(yè)性，資金實力，以及技術(shù)的可靠，保證了項目合理的現(xiàn)金流和贏利水平。新能源行業(yè)建設(shè)期短，除了關(guān)注長期收益的投資者，不可避免也吸引了大量的短期投機資金。這些資金與常規(guī)能源開發(fā)體系不同，借助信托、融資租賃及民間借貸等方式，通過3-8年期中短期借款以及8-12%的利率，來謀求10%的項目回報率。相對常規(guī)能源6-7%的回報率，新能源項目催生了對于高成本資金的需求。而高成本資金進一步加重了項目成本，造成清潔能源成本下降幅度收窄。如果建成后短期能夠取得長期低成本資金的支持，就可以獲取快速周轉(zhuǎn)能力。否則短貸長投在當前補貼現(xiàn)狀下，現(xiàn)金流斷裂也就成為重大隱患。
其次，常規(guī)電源開發(fā)采用“資本金+貸款”方式，而相當一部分新能源業(yè)主由于自身基礎(chǔ)薄弱，無法取得銀行貸款支持的項目，通常采用融資租賃等其他金融手段。除了資本金比例等約束性條件外，往往項目通過全額資金建成后，才能開展融資業(yè)務(wù)。一方面造成部分新能源項目在資金利用率降低，而另一方面其只能通過產(chǎn)業(yè)鏈資金鏈協(xié)作來差少初始壓力。
隨著產(chǎn)業(yè)增長絕對值的爆發(fā)性增長以及行業(yè)自身整合，上游企業(yè)越來越呈現(xiàn)集中化的趨勢。電站開發(fā)企業(yè)的資金壓力快速集中的傳導(dǎo)到上游企業(yè)，從而產(chǎn)業(yè)鏈面臨流動性障礙。一部分擁有產(chǎn)能優(yōu)勢的企業(yè)，不愿意承擔相關(guān)風險，出于各種考慮參加到自主開發(fā)的大軍中，看似成為一體化企業(yè)。但制造業(yè)與公用事業(yè)天然的鴻溝，無不給行業(yè)進一步發(fā)展背上了沉重的枷鎖。另一部分擁有上市公司的企業(yè)，則借助定增等途徑來轉(zhuǎn)移壓力，謀求借助公眾投資者的力量解決問題。但是當證監(jiān)會頒布相關(guān)細則之后，在18個月方可定增一次、單次不得超過原份額20%的硬性規(guī)定下，也逐步冷靜下來。
第三，中國的新能源行業(yè)已經(jīng)擁有累計300GW以上的總規(guī)模，行業(yè)總資產(chǎn)超3萬億元。嚴格來說新能源行業(yè)已經(jīng)不“新”，根本就是一個產(chǎn)業(yè)鏈及其完善的常規(guī)行業(yè)。其投資方主要劃分為上市公司、國企和民企，分別通過新能源基地、地面大型電站及分布式電站等多種形式持有。不同投資主體之間，缺乏靈活多樣、公開透明的交易渠道。使得項目評估、交易之間存在著眾多的不便。進一步增加了交易成本，影響了資本的再平衡效率。能源行業(yè)從來都是逆周期投資。否則能源周期與經(jīng)濟周期不匹配，自然導(dǎo)致拉閘限電與棄電的不時出現(xiàn)。然而逆周期投資帶來的現(xiàn)金流壓力也就更大，這一切都使新能源企業(yè)的生存環(huán)境愈加復(fù)雜。
三、曙光
2015年以來，我們總計建設(shè)了價值2萬億元的近200GW的風光電站，該部分年發(fā)電量為3000億度左右。雖然占總發(fā)電量的比例不高，但目前已形成每年1000億左右的補貼現(xiàn)金流缺口。在當前社會用電成本難以提升的情況下，主要需要依賴銷售電量的穩(wěn)步增長，來提升資金池的總體規(guī)模。必竟我們處于一個經(jīng)濟新周期之中，2017年度用電量增速超過6.5%。我們也需要堅信當前所面臨的補貼危機不是政策償付性風險，而是流動性困境。伴隨著去補償政策的落地，補貼總額與基金池增長之間的天平會逐步傾斜。在當前用電增速下預(yù)計到2021年，現(xiàn)有的項目將可獲得相關(guān)資金的下發(fā)。
據(jù)統(tǒng)計，煤炭行業(yè)總資產(chǎn)規(guī)模為5萬億元左右，就業(yè)人口600余萬人。新能源行業(yè)總資產(chǎn)3萬億元，就業(yè)人口逾400余萬。行業(yè)總資產(chǎn)規(guī)模、就業(yè)人口絲毫不亞于煤炭行業(yè)。當年煤炭行業(yè)面臨困難，出臺數(shù)千億專項資金成功扭轉(zhuǎn)了行業(yè)下行趨勢，并且保證了良好發(fā)展?？紤]到新能源行業(yè)自體體量已經(jīng)巨大，其中有大量中短期資金面臨償付困境，如果放任不理勢必在新能源、金融、政策信用等多個層面面臨挑戰(zhàn)。我們當然可以通過臨時性的行政強制手段來延緩?fù)稒C性高杠桿崩潰的風險，從而避免短期1000億補貼現(xiàn)金流引發(fā)的難題，但若能利用政策及市場的多種手段相結(jié)合，相信會取得更好的效果。
在我們耳邊，向其他發(fā)達國家學(xué)習(xí)的聲音不絕于耳。大家的著眼點都在于其對于新能源補貼的相對值和能源結(jié)構(gòu)占比。然而對于其資源稟賦和補貼總量、銷售電價、產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)及投融資模式卻鮮有研究。在常規(guī)耗能產(chǎn)業(yè)向中國轉(zhuǎn)移的基礎(chǔ)上，西方發(fā)達國家得以轉(zhuǎn)嫁環(huán)境成本并獲得不平衡收益。但隨著生產(chǎn)能力的優(yōu)勢、產(chǎn)品附加值的提升，創(chuàng)新意識增強以及新清潔耗能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，西方原有贏利體系已被打破，中西方世界的用能水平都將站在新的起跑線上發(fā)展。通過政策及金融多重手段，只要著力化解存量新能源電站的流動性危機，就將進一步讓我國的新能源企業(yè)獲得充足的現(xiàn)金流，得以健康安全發(fā)展。輕裝上陣的低成本可持續(xù)新能源體系，將在我們未來的能源結(jié)構(gòu)中擁有更高的比例，從而在新時期的競爭中取得先機。
下篇：解決補貼問題的路徑
光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展到今天，已經(jīng)成為能源替代不可阻擋的重要力量。然而，在產(chǎn)業(yè)高歌猛進的同時，由于產(chǎn)業(yè)扶持政策彈性難以適應(yīng)技術(shù)進步的超常發(fā)展，補貼資金需求增長與社會承受力有限的矛盾，構(gòu)成了補貼拖欠的基礎(chǔ)環(huán)境。
補貼延遲發(fā)放和補貼來源枯竭成為了行業(yè)發(fā)展的心腹大患。為今之計，不能只是單純的從增加可再生能源附加一個手段來解決補貼問題，而是應(yīng)該從多方向、全社會的角度來多管齊下，方能降伏這個可再生能源發(fā)展道路上的攔路虎。
一、以財政金融政策妥善解決存量補貼問題
從3月6號白城領(lǐng)跑者項目報出0.39元/千瓦時的價格來看，未來光伏電站每年所需要的補貼將越來越少。可以判斷2017年是光伏電站補貼形成的峰值年。隨后每年形成的補貼量將逐步減少，直至很快取消。而目前進入補貼目錄的光伏電站總量僅為40GW左右。截止到現(xiàn)在，未能進入補貼目錄的光伏電站實際總量超過了90GW。這90GW凝聚了企業(yè)大量的財富和支撐產(chǎn)業(yè)發(fā)展的資金，如果不能妥善處理這些電站補貼的發(fā)放，勢必給行業(yè)帶來滅頂之災(zāi)。
建議以財政金融角度，從以下四個方面解決存量補貼的問題。
1.財政部發(fā)行補貼國債光伏電站補貼本來就是國家信用，只是因為特殊原因?qū)е掳l(fā)放拖延和總量不足，并非中央財政缺乏財力支撐。因此，財政部門完全可以通過發(fā)行補貼式國債來盤活補貼不到位的情況。首先是維護了國家信用;其次有效解決了補貼資金來源;再次有了這個手段，將使得金融機構(gòu)對光伏產(chǎn)業(yè)的信用評級大大提升，從而帶動更多的市場資金解決補貼拖欠問題。
2.設(shè)立可再生能源中長期發(fā)展基金基于補貼總量非常大的情況，建議由相關(guān)部門組織委托金融機構(gòu)或者資產(chǎn)管理公司，設(shè)立可再生能源中長期發(fā)展基金。選擇綜合能力強的實業(yè)投資者做為劣后方，風投資金與長期投資機構(gòu)做為優(yōu)先方組成新能源長效投資基金。通過企業(yè)運維、質(zhì)檢、營銷等大數(shù)據(jù)體系的支撐，結(jié)合金融機構(gòu)成熟的風險評估體系，形成一條可以復(fù)制的路徑。
該長效投資基金以扶持行業(yè)長期高效發(fā)展、協(xié)助部分企業(yè)渡過短期流動性危機為宗旨，相關(guān)資產(chǎn)完成質(zhì)押后由基金公司來負責未來約定時期的還本付息事宜，并代為管理相關(guān)資產(chǎn)。直至補貼資金下發(fā)后，由原業(yè)主回收相關(guān)權(quán)益并支付費用。如原業(yè)主放棄回購，則由基金長期持有該項目并經(jīng)市場渠道逐步退出。將參與各方的管理能力、信用體系與低成本融資能力相結(jié)合，利用專項基金、產(chǎn)業(yè)基金等方式，為不同參與方的投資周期和風險偏好設(shè)計定制化的金融產(chǎn)品，依托專業(yè)機構(gòu)的管理來解決當前補貼資金的流動性問題，在當前經(jīng)營環(huán)境中已經(jīng)實現(xiàn)了多贏格局。
3.鼓勵企業(yè)發(fā)行綠色償債債券鼓勵裝機容量較大的企業(yè)發(fā)行綠債來解決補貼拖欠問題。據(jù)統(tǒng)計，裝機超過1GW的企業(yè)，補貼拖欠總額一般都在10億以上。能夠通過綠債緩解因為現(xiàn)金流不足造成的企業(yè)資金緊張，具有非常重要的意義。
4.實行存量補貼登記制度，快速確認存量補貼金額目前雖然大家知道補貼拖欠嚴重，補貼金額不足。但是準確的補貼金額總量仍然是個謎。建議實行電站規(guī)模管理的同時，實行存量補貼登記制度，通過電網(wǎng)與企業(yè)的實際電能記錄，快速確認存量補貼金額。同時形成存量補貼政府相關(guān)機構(gòu)確認機制，使得企業(yè)被拖欠補貼能夠形成真正的國家信用，有利于充分調(diào)動社會資本解決企業(yè)燃眉之急。
二、從分布式電站開始實行補貼雙軌制
1.強制執(zhí)行可再生能源用能配額制結(jié)合“綠證”政策，在全國強制可再生能源用能配額制。按照能源消費量分攤可再生能源消費量。可以分為第一步由電網(wǎng)和政府共同承擔配額責任;第二步再向工商業(yè)企業(yè)用能單位承擔可再生能源消費指標;第三步把可再生能源消費配額向全社會推廣。
2.鼓勵分布式電站市場化交易 2017年10月31日，國家發(fā)改委和國家能源局聯(lián)合發(fā)布了《關(guān)于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》(發(fā)改能源【2017】1901號)。鼓勵企業(yè)在降低補貼的前提下，進行分布式光伏電站就近消納，就近結(jié)算。這對于光伏電站無論是存量還是增量，都具備非常重大的意義。首先市場化交易將使得電力輸送減少損耗，就地消納，提高電能的利用率;其次，市場價交易使得用電成本降低，補貼成本減少;再次，分布式電站的市場化交易切合電改鼓勵增量配網(wǎng)改革的方向，為電改的進一步深入創(chuàng)造了條件。
2.鼓勵投資者建設(shè)可再生能源自備電廠根據(jù)分析，目前我國華南、華東和華北地區(qū)，光伏電站的度電成本已經(jīng)低于用戶側(cè)的電力終端價格。部分企業(yè)可以通過直接安裝光伏電站，有效降低企業(yè)生產(chǎn)成本。但是由于光伏電站暫時還需要與電網(wǎng)形成穩(wěn)定的供電系統(tǒng)，因此企業(yè)光伏自備電廠的建設(shè)對原供電系統(tǒng)形成沖擊。在這種情況下，建議國家有關(guān)部門明確鼓勵投資者建設(shè)可再生能源自備電廠，要求發(fā)改、規(guī)劃和電力等相關(guān)部門給予全面支持。
4.鼓勵投資者自主選擇去補貼方式由于目前光伏成本仍然在下降之中，我國發(fā)達地區(qū)的用戶側(cè)終端電價已經(jīng)可以滿足去補貼的要求，因此應(yīng)鼓勵投資者自主選擇不要補貼建設(shè)光伏電站。凡是不需要補貼，并且自發(fā)自用的投資企業(yè)給予更寬松的分布式電站備案程序，比如僅需要通過發(fā)改委批準建設(shè)規(guī)模。同時，結(jié)合電改，給予去補貼和自發(fā)自用的分布式電站投資者在增量配網(wǎng)、微電網(wǎng)等項目方面以特別優(yōu)先權(quán)。
5.對分布式項目的管理實行雙軌制 凡是需要補貼的分布式項目按照原程序?qū)徟?br />
凡是不需要補貼的分布式項目只需要經(jīng)過地方發(fā)改委批準就可以開工建設(shè)并自行管理。當然，也需要限制項目的整體容量不得超過電網(wǎng)接入變壓器容量的50%。同時光伏自備電站需要安裝防逆流裝置，以保證電網(wǎng)的安全。
三、全國范圍的光伏電站去補貼路徑
雖然目前華南、華東和華北地區(qū)光伏度電成本具備了用戶側(cè)終端電價平價條件，但是全國還有大量地區(qū)如果取消補貼，將會嚴重影響當?shù)毓夥a(chǎn)業(yè)的發(fā)展。尤其是戶用光伏，一旦取消補貼，將會導(dǎo)致斷崖式停滯。因此對于全國范圍的去補貼路徑，我們建議采取如下步驟：
1.分區(qū)域逐步取消補貼根據(jù)各地不同情況，把目前的光伏電價按照三類劃分類別的辦法，更細致的參照各地工商業(yè)電價水平來確定。符合取消補貼地區(qū)的光伏電站可以率先提出申請，同時允許取消補貼地區(qū)不受指標限制建設(shè)光伏電站。而未取消補貼地區(qū)的光伏電站，除自發(fā)自用全消納的光伏電站以外實行全口徑指標管理。
2.規(guī)定所有新增全額上網(wǎng)電站實行競價備案制 建議從2019年開始，所有新增全額上網(wǎng)電站實行競價備案制。也就是說，無論是地面電站，還是分布式電站，只要是全額上網(wǎng)方式，都采取競價方式獲得投資資格。但是競價電站不再受指標限制，并且規(guī)定競價電站電費結(jié)算不再分為火電脫硫標桿電價和補貼電價兩部分，直接以競價電價作為結(jié)算電價。同時規(guī)定，凡是接入電網(wǎng)或者配電網(wǎng)的競價電站不得限電，必須保證消納不低于95%。
3.給予申請免補貼試點項目優(yōu)先批復(fù)權(quán)在多能互補、增量配網(wǎng)、能源互聯(lián)網(wǎng)以及微電網(wǎng)示范項目申報中，建議規(guī)定凡是含有申請免補貼的光伏電站項目此類試點項目，優(yōu)先批復(fù)。以提高光伏電站的利用效率和加速技術(shù)革新的發(fā)展。
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