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8厘钱的困境
来源于 财新《新世纪》 2012年第51期 出版日期 2012年12月31日

可再生能源电价补贴的资金缺口2011年为100亿元，2012年很可能翻倍。中国可能将在2015年面对40GW的光伏发电，补贴何来


　　中国针对可再生能源的电价补贴，目前仅发放到2010年9月份。这对于依靠补贴生存的中国风电、光伏企业来说，是一个雪上加霜的悲剧现实。
　　“两个问题：一是量不足，一是拖欠时间太长，我们企业也在呼吁解决这个问题。”2012年12月上旬，提到可再生能源电价补贴，龙源电力集团股份有限公司副总经理张源向财新记者表示。
　　所谓可再生能源补贴，是中国根据特许权招标对风电、光伏等可再生能源发电确定一个上网标杆电价，这一电价比常规的火电脱硫上网电价要高。结算时，电网公司负责结算当地火电脱硫上网电价部分，剩余部分即为可再生电价补贴，由国家财政组织资金发放。
　　补贴资金的来源，是从电力消费者那里按度电征收的可再生能源电价附加，从2006年7月至今，每度电收的可再生能源电价附加费已从1厘钱涨到8厘钱，但仍跟不上风电和光伏发电项目增长的步伐，补贴资金缺口不断拉大。按照财政部的说法，2011年的可再生能源补贴资金缺口已达100亿元。一位能源局官员透露，2012年可能要翻倍，达到200亿元。
　　2012年12月4日，国家发改委网站发布《关于可再生能源电价补贴和配额交易方案（2010年10月-2011年4月）的通知》。这意味着拖欠多时之后，中国终于展开新一轮电价补贴结算。但是，即便本轮结算完成，在2011年4月到2012年12月之间，还有近20个月的电价补贴没有着落。
　　尽管财政部近期预拨86亿元资金预付2012年1月1日以来的可再生能源电价补贴，但总量仍然远远不够。
　　迟迟拿不到手的补贴，变成了巨大的应收账款，对可再生能源发电企业的现金流带来考验，影响进一步向上游设备供应商蔓延，形成了困扰整个风电和光伏产业的三角债难题。对这两个产业链的上下游企业来说，账期都是一个不能碰的敏感话题。
　　为什么会出现这么大的资金缺口和这么长的账期？部门之间的意见分歧和协调失措是主因。标杆电价越高，企业上项目的积极性就越大，补贴资金的规模就要求更大。但现在，制订新能源规划、确立标杆电价以及管理和发放可再生能源补贴分属三个不同部门负责，彼此之间缺乏有效协调，最终暴露出中国在发展新能源上的野心和实际能力并不匹配的现实。
　　中国已经制定了一个新的野心勃勃的新能源发展计划，“十二五”（2011年-2015年）规划的光伏装机为20GW，而且这个目标还可能进一步上调，达到40GW。在这个庞大的目标之下，中国的当务之急是解决补贴欠账问题，进而理顺整个可再生能源管理和补贴机制，这对中国未来的新能源发展至关重要。
补贴可望而不可即
　　谈起新一轮电价补贴结算，河北德和新能源开发有限公司副总经理邓辉告诉财新记者，“说是马上要补，具体还得等通知。”
　　德和新能源所在的河北省张北县，之前已进行过一轮统计工作，由县财政局牵头，各风电开发企业将在补贴名单里的项目情况汇总到能源局上报。
　　在2010年10月到2011年4月的补贴项目统计中，德和新能源的四个风电项目在列，总计应付电价补贴款超过3000万元。但邓辉觉得，比起龙源这样的开发商，德和被欠的“还不算多”。
　　这也是2012年年初可再生能源电价附加告别电网代收代管之后的首次结算。2012年1月1日开始施行的《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》规定，可再生能源电价附加由财政部驻各省、自治区、直辖市财政监察专员办事处（下称专员办）按月向电网企业征收，实行直接缴库，收入全额上缴中央国库。由此，可再生能源电价附加成为国家财政公共预算安排的专项资金。
　　大唐河北新能源开发公司华北区域经理崔旋表示，火电脱硫上网电价部分电网公司每月结算一次，“电网倒是不欠我们钱”。被拖欠的是电价补贴部分，之前可再生能源附加的收取和补贴发放都主要由电网负责。他表示对新的补贴发放方法并不清楚。
　　财新记者从发改委内部了解到，电价补贴目前由发改委价格司牵头做账，能源局负责统计可再生能源发电量和补贴金额等，之后财政部拨付相应资金，最后由电网企业向各电力开发商发放。
　　2010年前，基本上能在后一年度上半年完成前一年的补贴计算和发放。2011年2月开始，对2010年1月-9月的电价补贴进行了结算，此后逾20个月未进行结算。
　　“为什么现在只结算七个月？因为账上的钱只够结算这段时间的。”一位能源局官员告诉财新记者，而这七个月的钱光数据统计就花了约十个月。
　　国网能源研究院新能源研究所所长李琼慧的建议是，部委可以把数据核对工作交给一个有资质的第三方机构去做，自己一笔一笔核所需要的时间太长，“核对完成后就是划个账，应该尽快给发电企业。”
　　核对只是技术问题，关键问题还是收上来的钱不够支付。对可再生能源附加的征收始自2006年7月，最初为1厘/千瓦时，2008年7月提高到2厘/千瓦时，2009年11月起调至4厘/千瓦时，2012年1月1日起上调至8厘/千瓦时。
　　比电价附加增加速度更快的，是整个可再生能源电价的补贴量——2006年，可再生能源电价附加补贴金额合计仅2.6亿元，而2010年前九个月补贴金额约90亿元，2010年10月至2011年4月补贴金额超过118亿元。
　　可再生能源电价补贴资金的窟窿也越来愈大。2012年年初，《人民日报》曾援引财政部人士的话称，2010年度可再生能源电价附加缺口20亿元左右，2011年缺口100亿元左右。
　　“早就不够了，三四年前就发现不够了。”前述能源局官员告诉财新记者，2012年缺口很可能要增加到200亿元。


产业链财务恶化
　　仅2010年10月-2011年4月的可再生能源电价补贴部分，就有多个风电场电价补贴超过5000万元，把时间轴拉到现在更是每家数亿元的电价补贴拖欠。
　　截至2012年6月底，龙源电力集团股份有限公司（00916.HK）、大唐集团新能源股份有限公司（01798.HK，下称大唐新能源）、华能新能源股份有限公司（00958.HK）、华电福新能源股份有限公司（00816.HK）的应收账款和票据分别为63.95亿、34.78亿、26.17亿和23.78亿元。其中绝大部分都为应收电费收入，累计逾140亿元。
　　多家开发商均曾在公告中表示，这部分应收账款并非坏账，且电价加价部分由中国政府资助，故此类应收账款及应收票据将可全数收回。但这种拖欠，对于企业的现金流和还本付息情况的影响是显而易见的。
　　“我们现在卖电只有一半钱回来，标杆电价电网给我们结算，剩下的已经两年多没给我们结算了，这么高的成本还有财务费用，现在我们又重新借钱在还本，负担在逐渐加重。”大唐新能源副总经理胡国栋在2012年11月的北京风能大会上表示，为了解决发展的问题，他还表示在探索开发商和生产商、银行共同进行项目开发的模式。
　　风电整机、光伏组件市场由于供应宽松，供应商在账期方面的议价能力本就不强，项目开发商的现金流情况受到影响也会恶化供应商的现金流情况。以新疆金风科技股份有限公司（002202.SZ/02208.HK，下称金风科技）为例，2009年，其应收账款周转期为92天，2010年增至147天，2011年恶化至290天。
　　金风科技董事长兼首席执行官武钢在2012年稍早时候曾向媒体表示，投资商的电费不能及时得到支付，就会引起三角债，现在风电企业包括龙头企业的风机制造业务都在亏损经营，而且都有巨大的应收账款，长此以往，企业就没钱去做研发和质量改进，零部件的质量也会下滑，最后必然导致整个行业设备质量下滑。
　　“现在上游零部件商的问题就是现金付得更多，收钱收得更慢，赚钱赚得更少，亏得特别多。”中国复合材料集团董事长张定金如此描述风电零部件商现在的日子。
　　与风电生产商主要面向国内市场不同，光伏厂商主要面向海外市场，国内光伏装机存量不算大，目前还是一个被寄予厚望的新兴市场，但由于全行业的产能严重过剩，企业的现金流情况也已不容乐观。国内光伏组件的销售回款账期常在半年以上，项目设备投标保证金等费用也在增加，三角债情况亦不罕见。
　　“现在好多欠款用组件存货抵债，价格比市场上的价格还要高，能到每瓦5.5元，要债的各家恨不得还要抢。”一家江苏光伏企业的市场人士告诉财新记者，“存货也要啊，总比什么都没有强。”
电价附加征收糊涂账
　　电价补贴资金捉襟见肘，一来是因为近年来可再生能源装机迅速增长，二来是因为电价附加征收情况不尽如人意。
　　根据电监会的统计，2009年、2010年全国征收可再生能源电价附加分别为42.36亿元和96.16亿元；根据当年的电价附加征收标准和全社会用电量计算，征收率不足60%。前述发改委内部人士透露，2012年的征收情况与之相似，应收约400亿元，但实际征收仅200多亿元。
　　目前，可再生能源电价附加由电网先行代收，各地财政专员办每月再从电网企业收缴。河北专员办的一位工作人员告诉财新记者，目前收支两条线，直接上缴国库，他们的工作只是开个票。
　　各地征收情况差异较大。根据浙江专员办的数据，2012年5月-10月，共征收8.88亿元可再生能源电价附加，同期全社会用电量1682.59亿千瓦时，征收率约66%。安徽省2012年3月到11月的征收率仅为32%。
　　“这是管理的问题，管理层次程序太复杂，就不可避免地在资金流通过程中少报了，截流了。” 中国可再生能源学会副理事长孟宪淦向财新记者分析。自备电厂等的电价附加征收是问题之一。安徽专员办曾表示，一是对各自备电厂尚未做到应收尽收，尤其是辖区内部分大型集团企业还存在大量欠缴资金；二是征收工作还是建立在自备电厂企业自主申报的基础上，征管力度不够。
　　此外还有趸售电价、税费扣除，以及地方出台的各类减免政策等。山西省甚至曾经出现过因文件规定不清附加征收范围和征收标准不一致的情况。
　　“这事我说不清，政府也说不清，为什么钱不够？谁也不回答，每年老缺那么多，只能问政府算过账吗？怎么管理的这个账？”孟宪淦表示。
　　之所以从2012年1月起将电价附加纳入财政部管理的可再生能源发展基金，各方自有考量。李琼慧告诉财新记者，之前电网代收代管，这部分电价附加也要征税，使电网遭受了一些损失。
　　电价附加由电网转至财政部管理，最初也是发改委的要求，其一是考虑国家收的钱还是应该以基金形式确定为财政性收入；其二是希望纳入财政之后能在更大的资金盘子中解决电价补贴总量不足的问题。但这个“如意算盘”至今仍未完全实现。
　　不少可再生能源界人士仍表示乐观。“我想国家有决心扩大市场的时候，会增加这方面的资金安排。包括提高可再生能源电力附加征收的幅度，扩大财政补贴的力度。这不会是一个大问题。”2012年11月初，发改委能源研究所副所长李俊峰曾向财新记者表示。
　　2012年12月18日，财政部在官方网站上公布了《关于预拨2012年可再生能源电价附加补助资金的通知》，安排85.97亿元用于预支2012年1月1日以来的可再生能源电价附加资金补助，其中风电58.5亿元、光伏7.23亿元、生物质20.23亿元。但这一数字，与2012年所需总量相比仍有不小的差距。
　　前述发改委人士亦认为，比起财政解决资金缺口，更现实的可能性恐怕还是调整可再生能源电价附加，尽管也有观点认为，目前的8厘/千瓦时的征收比例已不宜再上调。
　　“过去每次调电价附加，不是专门给可再生附加来调，而是电价调一些，分给可再生一点。还没有迹象说专门给可再生能源调，有人说要调到一分甚至更多,但根子上还是要把现有的管好，如果没管好，管理体制上出问题还是不解决问题。”孟宪淦认为。
你订你的，我补我的
　　从可再生能源电价附加遭遇的困境，也折射出目前在可再生能源领域各个部委之间的职能分离与缺乏协调。
　　尽管可再生能源电价附加的账由财政部来管，但财政部对于可再生能源的主要精力，放在了每年的“金太阳工程”示范项目以及太阳能光电建筑应用示范项目上。
　　与可再生能源电价补贴按上网电量来补不同，“金太阳”专项补贴是按装机容量直接补给企业。有观点认为，考虑到减小开发商的初始投资规模，初安装补贴不宜立即取消，但金太阳工程示范项目的补贴效率一直受到批评。有数据显示，截至2011年底，列入“金太阳”和“金屋顶”示范工程补贴名单的总装机量为1470兆瓦，实际完成608兆瓦。安装进度慢、组件以次充好、实际发电量不佳等情况亦饱受批评。
　　据财新记者了解，能源局早就针对金太阳项目提出过改初装补贴为度电补贴的方案，但始终没有被财政部采纳。
　　能源局目前已从发改委独立出来，它与发改委价格司一起管理可再生能源补贴，但各有分工和侧重。价格司负责制定可再生能源上网标杆电价和可再生能源电价附加征收标准，能源局则负责此前的可再生能源发电项目特许权招标工作及项目审批。
　　能源局的思路是希望经过特许权招标发现价格，从而制定较低的标杆上网电价，以逐渐减少补贴。一位德国可再生能源项目投资者将其称为“聪明的做法”，但特许权招标也带来了低价竞标的问题。
　　2010年的光伏发电站特许权招标，最低中标价仅0.73元/千瓦时， 13个项目的中标价无一例外都低于1元/千瓦时。
　　2011年7月，价格司推出了光伏发电上网标杆电价，在2011年7月前核准建设的、在当年年底前建成投产的项目，执行1.15元/千瓦时电价；7月1日以后核准，以及在年底前未投产项目，则按照1元/千瓦时电价执行。
　　“这样一来，我们特许权招标就没法弄了，按1.15元的电价在西部抢装了多少我们都不知道，一度电要补7毛多钱啊。”前述能源局官员表示。
　　“上网电价还有好多问题，不能执行统一的上网电价，资源区域还没搞清楚。风电是搞了六次特许权招标，才搞清了价格，价位是多少，最后出来四类价格，光伏这个工作还没做呢。”孟宪淦提醒。
　　有一条好消息是，2012年12月19日的国务院常务会议提出，根据资源条件制定光伏电站分区域上网标杆电价，对分布式光伏发电实行按照电量补贴的政策，根据成本变化合理调减上网电价和补贴标准。
　　最后一条对于发电项目投资至关重要。“现在这个补贴电价的年限就像头上悬着一把刀一样，随时可能掉下来。”天华阳光控股有限公司董事长苏维利曾表示。没人期待1.15元/千瓦时或是1元/千瓦时的电价能够持续25年，但不少开发商都在各种公开场合呼吁过希望现有电价能够维持较长一点时间。此前，业界曾有消息称光伏上网电价可能下调至0.8元/千瓦时，但由于国内光伏行业近期的困难局面，下调标杆电价显得不合时宜，另有说法称现行标杆电价将维持到2014年。
40GW需谨慎
　　旧的问题没解决，新的问题已经来了。
　　与新一轮电价补贴结算几乎同时传出的一个消息是，“十二五”规划的光伏装机可能将从20GW进一步上调，甚至可能达到40GW。从目前地面电站、金太阳示范工程和分布式光伏集中示范区这几块项目的规划来看，超过20GW几乎是板上钉钉。
　　装机规划一涨再涨，中国政府急于通过扩大国内光伏市场来拯救整个中国光伏产业的决心可以想见，但配套举措跟上了吗？2011年光伏上网标杆电价确定时，“十二五”光伏装机预期是10GW。之前结算的可再生能源电价附加主要用于补贴风电，已出现很大缺口——前述能源局人士称，2012年可能达200亿元，光伏装机带来的增量问题如何解决？此外，还有并网消纳的问题等。
　　项目开发是带动整个国内光伏市场的关键，但开发企业面对装机规划多次上调的“政策利好”，心态已趋于冷静。“我们等不起这个补贴，现在整个行业还是观望为主，比较谨慎。”苏州一家进行光伏开发和EPC的企业人士告诉财新记者，“现在银行对整个光伏上下游都是谨慎介入，拿项目本身作抵押贷不到款，得靠豪宅、豪车来贷。我们做项目也只能量力而行。”
　　兵马未动，粮草需先行，补贴资金不解决，企业很难真正规划大规模投资，即便进行投资，补贴资金不到位也会带来产业链上游的噩梦。
　　 补贴与装机规模之间的平衡本非易事，即便在德国这个可再生能源发展的先锋国家也不例外。
　　在德国，所有可再生能源电价补贴（Feed-in Tariff，下称FiT）都来自电力消费者的账单——居民上缴电费的近10%用于支付FiT。发电运营商从区域电网运营商处取得这部分收入，后者将这一支出转移至四家大型电网企业，电网企业再通过公开市场上销售可再生能源去平衡这一费用。每年，整体的FiT支出除以用电量，以确定下一年向消费者征收的水平。随着德国装机的不断增加，这一费用在不断增加，从2011年到2012年，每度电中用于支付FiT的金额从3.6欧分增加至5.2欧分。如何降低补贴金额，也是德国的热门讨论话题。
　　智库生态研究所（Ecologic Institute）研究员凯瑟琳·乌芬巴赫（Katharina Umpfenbach）向财新记者分析，并没有什么一劳永逸的办法，为装机量设置限制会增大监管的难度，同时不利于可再生能源价格的有效下降。目前在光伏领域，德国采取的是一种灵活的限制——根据前三个月的装机量来下调每月的FiT标准。不过，这一方式刚刚开始实行，效果还有待观察。
　　对于中国来说，在扩大装机规模之前，有必要对已经发生的和未来可能加剧的补贴难题认真思考，解决存量问题的同时，对增量部分进行统筹规划。数位接受财新记者采访的人士都提到，电价补贴仅仅是一方面，如果对于发电侧征收碳税或化石燃料税，也能够帮助解决部分补贴来源问题。
　　本刊实习记者黄凯茜对此文亦有贡献