根据相关数据，截止2017年底，我国可再生能源补贴拖欠的额度已超过1000亿元。而在这巨额补贴拖欠的背后，既有我国可再生能源行业过快的发展速度，也有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。而在我国工商业用电电价不断下调的趋势下，可再生能源电力附加持续提高的可能性依然较小。在这样的大环境下，还可以通过哪些方式来解决补贴拖欠问题？本文或将可以提供几点不同的思路。

上篇

我国新能源行业的发展有目共睹。通过相关政策的扶持、技术的进步以及产业规模的提升，在近年成为中国制造的一张名片。不仅为世界能源发展的未来做出了巨大的贡献，也给我国的环保、能源及制造业带来了新的发展契机。然而，伴随着行业的发展及规模的提升，新能源行业也不可避免产生了一系列的问题。弃风弃光、补贴拖欠、企业破产等相关报道不时出现在眼前。技术性因素及用电需求的周期性，有其发展过程及规律，而资金瓶颈以及制度探索就成为我们关注的话题。

一、新能源补贴困境产生的原因

通过数次调整，我国当前可再生能源附加费的征收标准是0.019元/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。由于行业初期基数低，在2015年之前的项目，补贴发放紧张有序。也正是依托于相关扶持政策的有效开展，迎来了新能源行业蓬勃发展的春天。

然而随着技术进步、产业规模优势等诸多非线性因素，在2015年开始，新能源行业特别是光伏行业的发展在现有政策条件下呈爆发性增长趋势。截止2017年12月全国光伏累计装机规模达到130GW以上，风电累计装机规模达到164GW以上。其中光伏行业2017年一年就完成建设规模53GW，相当于之前数年的总和。超过德国历史总装机的43GW，更是法国历史总装机8GW的数倍。与之相对应的背景，却是用电需求增长缓慢与常规发电能力的周期性富余。

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。

二、压垮新能源补贴的稻草在哪里？

我国光伏上网电费结算包含两部分，即当地脱硫煤电价+可再生基金。每年度国家相关部门会出台不同地区的标杆电价，供业主开发决策。在项目建成后，脱硫煤电价部分可以即时从电网正常结算，而补贴部分需要集中上报后，由资金池统一安排。不同年代及区域，脱硫煤电价与补贴占标杆电价比例不等，补贴所占份额整体在55%-80%区间。在补贴整体支付不到位的情况下，导致新建光伏电厂的现金流仅为正常值的20%-45%。

能源行业是重资产、长周期、低回报的公用事业投资，其核心运营背景是用低成本长周期的资金去开发一个中等回报的项目，体现为综合能力的博弈。需要依靠长期持有运营的不间断现金流来支撑前期巨大的金融成本。光伏行业盈利模型中所依托的现金流出现变化，势必影响到整个项目的合理收益与融资安全。

我们大家都知道，即便不算前期准备工程，火电建设期通常为3年，水电建设期3-5年，核电7-10年。而光伏行业的建设期仅为3-6个月。相对于常规能源建设期都需要承担的大量资金支付压力及建设期利息，光伏行业的短平快属性有着天然的优势。即便在弃水、限发周期，常规能源也可以经受多种压力的考验。可为什么新能源行业对于现金流是如此的敏感？

首先，业主的专业性，资金实力，以及技术的可靠，保证了项目合理的现金流和盈利水平。新能源行业建设期短，除了关注长期收益的投资者，不可避免也吸引了大量的短期投机资金。这些资金与常规能源开发体系不同，借助信托、融资租赁及民间借贷等方式，通过3-8年期中短期借款以及8-12%的利率，来谋求10%的项目回报率。相对常规能源6-7%的回报率，新能源项目催生了对于高成本资金的需求。而高成本资金进一步加重了项目成本，造成清洁能源成本下降幅度收窄。如果建成后短期能够取得长期低成本资金的支持，就可以获取快速周转能力。否则短贷长投在当前补贴现状下，现金流断裂也就成为重大隐患。

其次，常规电源开发采用“资本金+贷款”方式，而相当一部分新能源业主由于自身基础薄弱，无法取得银行贷款支持的项目，通常采用融资租赁等其他金融手段。除了资本金比例等约束性条件外，往往项目通过全额资金建成后，才能开展融资业务。一方面造成部分新能源项目在资金利用率降低，而另一方面其只能通过产业链资金链协作来减少初始压力。

随着产业增长值的爆发性增长以及行业自身整合，上游企业越来越呈现集中化的趋势。电站开发企业的资金压力快速集中的传导到上游企业，从而产业链面临流动性障碍。一部分拥有产能优势的企业，不愿意承担相关风险，出于各种考虑参加到自主开发的大军中，看似成为一体化企业。但制造业与公用事业天然的鸿沟，无不给行业进一步发展背上了沉重的枷锁。另一部分拥有上市公司的企业，则借助定增等途径来转移压力，谋求借助公众投资者的力量解决问题。但是当证监会颁布相关细则之后，在18个月方可定增一次、单次不得超过原份额20%的硬性规定下，也逐步冷静下来。

第三，中国的新能源行业已经拥有累计300GW以上的总规模，行业总资产超3万亿元。严格来说新能源行业已经不“新”，根本就是一个产业链及其完善的常规行业。其投资方主要划分为上市公司、国企和民企，分别通过新能源基地、地面大型电站及分布式电站等多种形式持有。不同投资主体之间，缺乏灵活多样、公开透明的交易渠道，使得项目评估、交易之间存在着众多的不便，进一步增加了交易成本，影响了资本的再平衡效率。能源行业从来都是逆周期投资，否则能源周期与经济周期不匹配，自然导致拉闸限电与弃电的不时出现。然而逆周期投资带来的现金流压力也就更大，这一切都使新能源企业的生存环境愈加复杂。

三、曙光

2015年以来，我们总计建设了价值2万亿元的近200GW的风光电站，该部分年发电量为3000亿度左右。虽然占总发电量的比例不高，但目前已形成每年1000亿左右的补贴现金流缺口。在当前社会用电成本难以提升的情况下，主要需要依赖销售电量的稳步增长，来提升资金池的总体规模。毕竟我们处于一个经济新周期之中，2017年度用电量增速超过6.5%。我们也需要坚信当前所面临的补贴危机不是政策偿付性风险，而是流动性困境。伴随着去补偿政策的落地，补贴总额与基金池增长之间的天平会逐步倾斜。在当前用电增速下预计到2021年，现有的项目将可获得相关资金的下发。

据统计，煤炭行业总资产规模为5万亿元左右，就业人口600余万人。新能源行业总资产3万亿元，就业人口逾400余万。行业总资产规模、就业人口丝毫不亚于煤炭行业。当年煤炭行业面临困难，出台数千亿专项资金成功扭转了行业下行趋势，并且保证了良好发展。考虑到新能源行业自体体量已经巨大，其中有大量中短期资金面临偿付困境，如果放任不理势必在新能源、金融、政策信用等多个层面面临挑战。我们当然可以通过临时性的行政强制手段来延缓投机性高杠杆崩溃的风险，从而避免短期1000亿补贴现金流引发的难题，但若能利用政策及市场的多种手段相结合，相信会取得更好的效果。

在我们耳边，向其他发达国家学习的声音不绝于耳。大家的着眼点都在于其对于新能源补贴的相对值和能源结构占比。然而对于其资源禀赋和补贴总量、销售电价、产业结构及投融资模式却鲜有研究。在常规耗能产业向中国转移的基础上，西方发达国家得以转嫁环境成本并获得不平衡收益。但随着生产能力的优势、产品附加值的提升，创新意识增强以及新清洁耗能产业的发展，西方原有赢利体系已被打破，中西方世界的用能水平都将站在新的起跑线上发展。通过政策及金融多重手段，只要着力化解存量新能源电站的流动性危机，就将进一步让我国的新能源企业获得充足的现金流，得以健康安全发展。轻装上阵的低成本可持续新能源体系，将在我们未来的能源结构中拥有更高的比例，从而在新时期的竞争中取得先机。

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