📖 ZKIZ Archives

8釐錢的困境

　　「兩個問題：一是量不足，一是拖欠時間太長，我們企業也在呼籲解決這個問題。」2012年12月上旬，提到可再生能源電價補貼，龍源電力集團股份有限公司副總經理張源向財新記者表示。

　　所謂可再生能源補貼，是中國根據特許權招標對風電、光伏等可再生能源發電確定一個上網標竿電價，這一電價比常規的火電脫硫上網電價要高。結算時，電網公司負責結算當地火電脫硫上網電價部分，剩餘部分即為可再生電價補貼，由國家財政組織資金發放。

　　補貼資金的來源，是從電力消費者那裡按度電徵收的可再生能源電價附加，從2006年7月至今，每度電收的可再生能源電價附加費已從1釐錢漲到8釐錢，但仍跟不上風電和光伏發電項目增長的步伐，補貼資金缺口不斷拉大。按照財政部的說法，2011年的可再生能源補貼資金缺口已達100億元。一位能源局官員透露，2012年可能要翻倍，達到200億元。

　　2012年12月4日，國家發改委網站發佈《關於可再生能源電價補貼和配額交易方案（2010年10月-2011年4月）的通知》。這意味著拖欠多時之後，中國終於展開新一輪電價補貼結算。但是，即便本輪結算完成，在2011年4月到2012年12月之間，還有近20個月的電價補貼沒有著落。

　　儘管財政部近期預撥86億元資金預付2012年1月1日以來的可再生能源電價補貼，但總量仍然遠遠不夠。

　　遲遲拿不到手的補貼，變成了巨大的應收賬款，對可再生能源發電企業的現金流帶來考驗，影響進一步向上游設備供應商蔓延，形成了困擾整個風電和光伏產業的三角債難題。對這兩個產業鏈的上下游企業來說，賬期都是一個不能碰的敏感話題。

　　為什麼會出現這麼大的資金缺口和這麼長的賬期？部門之間的意見分歧和協調失措是主因。標竿電價越高，企業上項目的積極性就越大，補貼資金的規模就要求更大。但現在，制訂新能源規劃、確立標竿電價以及管理和發放可再生能源補貼分屬三個不同部門負責，彼此之間缺乏有效協調，最終暴露出中國在發展新能源上的野心和實際能力並不匹配的現實。

　　中國已經制定了一個新的野心勃勃的新能源發展計劃，「十二五」（2011年-2015年）規劃的光伏裝機為20GW，而且這個目標還可能進一步上調，達到40GW。在這個龐大的目標之下，中國的當務之急是解決補貼欠賬問題，進而理順整個可再生能源管理和補貼機制，這對中國未來的新能源發展至關重要。

補貼可望而不可即

　　談起新一輪電價補貼結算，河北德和新能源開發有限公司副總經理鄧輝告訴財新記者，「說是馬上要補，具體還得等通知。」

　　德和新能源所在的河北省張北縣，之前已進行過一輪統計工作，由縣財政局牽頭，各風電開發企業將在補貼名單裡的項目情況彙總到能源局上報。

　　在2010年10月到2011年4月的補貼項目統計中，德和新能源的四個風電項目在列，總計應付電價補貼款超過3000萬元。但鄧輝覺得，比起龍源這樣的開發商，德和被欠的「還不算多」。

　　這也是2012年年初可再生能源電價附加告別電網代收代管之後的首次結算。2012年1月1日開始施行的《可再生能源發展基金徵收使用管理暫行辦法》規定，可再生能源電價附加由財政部駐各省、自治區、直轄市財政監察專員辦事處（下稱專員辦）按月向電網企業徵收，實行直接繳庫，收入全額上繳中央國庫。由此，可再生能源電價附加成為國家財政公共預算安排的專項資金。

　　大唐河北新能源開發公司華北區域經理崔旋表示，火電脫硫上網電價部分電網公司每月結算一次，「電網倒是不欠我們錢」。被拖欠的是電價補貼部分，之前可再生能源附加的收取和補貼發放都主要由電網負責。他表示對新的補貼發放方法並不清楚。

　　財新記者從發改委內部瞭解到，電價補貼目前由發改委價格司牽頭做賬，能源局負責統計可再生能源發電量和補貼金額等，之後財政部撥付相應資金，最後由電網企業向各電力開發商發放。

　　2010年前，基本上能在後一年度上半年完成前一年的補貼計算和發放。2011年2月開始，對2010年1月-9月的電價補貼進行了結算，此後逾20個月未進行結算。

　　「為什麼現在只結算七個月？因為賬上的錢只夠結算這段時間的。」一位能源局官員告訴財新記者，而這七個月的錢光數據統計就花了約十個月。

　　國網能源研究院新能源研究所所長李瓊慧的建議是，部委可以把數據核對工作交給一個有資質的第三方機構去做，自己一筆一筆核所需要的時間太長，「核對完成後就是劃個賬，應該盡快給發電企業。」

　　核對只是技術問題，關鍵問題還是收上來的錢不夠支付。對可再生能源附加的徵收始自2006年7月，最初為1釐/千瓦時，2008年7月提高到2釐/千瓦時，2009年11月起調至4釐/千瓦時，2012年1月1日起上調至8釐/千瓦時。

　　比電價附加增加速度更快的，是整個可再生能源電價的補貼量——2006年，可再生能源電價附加補貼金額合計僅2.6億元，而2010年前九個月補貼金額約90億元，2010年10月至2011年4月補貼金額超過118億元。

　　可再生能源電價補貼資金的窟窿也越來愈大。2012年年初，《人民日報》曾援引財政部人士的話稱，2010年度可再生能源電價附加缺口20億元左右，2011年缺口100億元左右。

　　「早就不夠了，三四年前就發現不夠了。」前述能源局官員告訴財新記者，2012年缺口很可能要增加到200億元。

產業鏈財務惡化

　　僅2010年10月-2011年4月的可再生能源電價補貼部分，就有多個風電場電價補貼超過5000萬元，把時間軸拉到現在更是每家數億元的電價補貼拖欠。

　　截至2012年6月底，龍源電力集團股份有限公司（00916.HK）、大唐集團新能源股份有限公司（01798.HK，下稱大唐新能源）、華能新能源股份有限公司（00958.HK）、華電福新能源股份有限公司（00816.HK）的應收賬款和票據分別為63.95億、34.78億、26.17億和23.78億元。其中絕大部分都為應收電費收入，累計逾140億元。

　　多家開發商均曾在公告中表示，這部分應收賬款並非壞賬，且電價加價部分由中國政府資助，故此類應收賬款及應收票據將可全數收回。但這種拖欠，對於企業的現金流和還本付息情況的影響是顯而易見的。

　　「我們現在賣電只有一半錢回來，標竿電價電網給我們結算，剩下的已經兩年多沒給我們結算了，這麼高的成本還有財務費用，現在我們又重新借錢在還本，負擔在逐漸加重。」大唐新能源副總經理胡國棟在2012年11月的北京風能大會上表示，為瞭解決發展的問題，他還表示在探索開發商和生產商、銀行共同進行項目開發的模式。

　　風電整機、光伏組件市場由於供應寬鬆，供應商在賬期方面的議價能力本就不強，項目開發商的現金流情況受到影響也會惡化供應商的現金流情況。以新疆金風科技股份有限公司（002202.SZ/02208.HK，下稱金風科技）為例，2009年，其應收賬款周轉期為92天，2010年增至147天，2011年惡化至290天。

　　金風科技董事長兼首席執行官武鋼在2012年稍早時候曾向媒體表示，投資商的電費不能及時得到支付，就會引起三角債，現在風電企業包括龍頭企業的風機製造業務都在虧損經營，而且都有巨大的應收賬款，長此以往，企業就沒錢去做研發和質量改進，零部件的質量也會下滑，最後必然導致整個行業設備質量下滑。

　　「現在上游零部件商的問題就是現金付得更多，收錢收得更慢，賺錢賺得更少，虧得特別多。」中國複合材料集團董事長張定金如此描述風電零部件商現在的日子。

　　與風電生產商主要面向國內市場不同，光伏廠商主要面向海外市場，國內光伏裝機存量不算大，目前還是一個被寄予厚望的新興市場，但由於全行業的產能嚴重過剩，企業的現金流情況也已不容樂觀。國內光伏組件的銷售回款賬期常在半年以上，項目設備投標保證金等費用也在增加，三角債情況亦不罕見。

　　「現在好多欠款用組件存貨抵債，價格比市場上的價格還要高，能到每瓦5.5元，要債的各家恨不得還要搶。」一家江蘇光伏企業的市場人士告訴財新記者，「存貨也要啊，總比什麼都沒有強。」

電價附加徵收糊塗賬

　　電價補貼資金捉襟見肘，一來是因為近年來可再生能源裝機迅速增長，二來是因為電價附加徵收情況不盡如人意。

　　根據電監會的統計，2009年、2010年全國徵收可再生能源電價附加分別為42.36億元和96.16億元；根據當年的電價附加徵收標準和全社會用電量計算，徵收率不足60%。前述發改委內部人士透露，2012年的徵收情況與之相似，應收約400億元，但實際徵收僅200多億元。

　　目前，可再生能源電價附加由電網先行代收，各地財政專員辦每月再從電網企業收繳。河北專員辦的一位工作人員告訴財新記者，目前收支兩條線，直接上繳國庫，他們的工作只是開個票。

　　各地徵收情況差異較大。根據浙江專員辦的數據，2012年5月-10月，共徵收8.88億元可再生能源電價附加，同期全社會用電量1682.59億千瓦時，徵收率約66%。安徽省2012年3月到11月的徵收率僅為32%。

　　「這是管理的問題，管理層次程序太複雜，就不可避免地在資金流通過程中少報了，截流了。」 中國可再生能源學會副理事長孟憲淦向財新記者分析。自備電廠等的電價附加徵收是問題之一。安徽專員辦曾表示，一是對各自備電廠尚未做到應收盡收，尤其是轄區內部分大型集團企業還存在大量欠繳資金；二是徵收工作還是建立在自備電廠企業自主申報的基礎上，徵管力度不夠。

　　此外還有躉售電價、稅費扣除，以及地方出台的各類減免政策等。山西省甚至曾經出現過因文件規定不清附加徵收範圍和徵收標準不一致的情況。

　　「這事我說不清，政府也說不清，為什麼錢不夠？誰也不回答，每年老缺那麼多，只能問政府算過賬嗎？怎麼管理的這個賬？」孟憲淦表示。

　　之所以從2012年1月起將電價附加納入財政部管理的可再生能源發展基金，各方自有考量。李瓊慧告訴財新記者，之前電網代收代管，這部分電價附加也要徵稅，使電網遭受了一些損失。

　　電價附加由電網轉至財政部管理，最初也是發改委的要求，其一是考慮國家收的錢還是應該以基金形式確定為財政性收入；其二是希望納入財政之後能在更大的資金盤子中解決電價補貼總量不足的問題。但這個「如意算盤」至今仍未完全實現。

　　不少可再生能源界人士仍表示樂觀。「我想國家有決心擴大市場的時候，會增加這方面的資金安排。包括提高可再生能源電力附加徵收的幅度，擴大財政補貼的力度。這不會是一個大問題。」2012年11月初，發改委能源研究所副所長李俊峰曾向財新記者表示。

　　2012年12月18日，財政部在官方網站上公佈了《關於預撥2012年可再生能源電價附加補助資金的通知》，安排85.97億元用於預支2012年1月1日以來的可再生能源電價附加資金補助，其中風電58.5億元、光伏7.23億元、生物質20.23億元。但這一數字，與2012年所需總量相比仍有不小的差距。

　　前述發改委人士亦認為，比起財政解決資金缺口，更現實的可能性恐怕還是調整可再生能源電價附加，儘管也有觀點認為，目前的8釐/千瓦時的徵收比例已不宜再上調。

　　「過去每次調電價附加，不是專門給可再生附加來調，而是電價調一些，分給可再生一點。還沒有跡象說專門給可再生能源調，有人說要調到一分甚至更多,但根子上還是要把現有的管好，如果沒管好，管理體制上出問題還是不解決問題。」孟憲淦認為。

你訂你的，我補我的

　　從可再生能源電價附加遭遇的困境，也折射出目前在可再生能源領域各個部委之間的職能分離與缺乏協調。

　　儘管可再生能源電價附加的賬由財政部來管，但財政部對於可再生能源的主要精力，放在了每年的「金太陽工程」示範項目以及太陽能光電建築應用示範項目上。

　　與可再生能源電價補貼按上網電量來補不同，「金太陽」專項補貼是按裝機容量直接補給企業。有觀點認為，考慮到減小開發商的初始投資規模，初安裝補貼不宜立即取消，但金太陽工程示範項目的補貼效率一直受到批評。有數據顯示，截至2011年底，列入「金太陽」和「金屋頂」示範工程補貼名單的總裝機量為1470兆瓦，實際完成608兆瓦。安裝進度慢、組件以次充好、實際發電量不佳等情況亦飽受批評。

　　據財新記者瞭解，能源局早就針對金太陽項目提出過改初裝補貼為度電補貼的方案，但始終沒有被財政部採納。

　　能源局目前已從發改委獨立出來，它與發改委價格司一起管理可再生能源補貼，但各有分工和側重。價格司負責制定可再生能源上網標竿電價和可再生能源電價附加徵收標準，能源局則負責此前的可再生能源發電項目特許權招標工作及項目審批。

　　能源局的思路是希望經過特許權招標發現價格，從而制定較低的標竿上網電價，以逐漸減少補貼。一位德國可再生能源項目投資者將其稱為「聰明的做法」，但特許權招標也帶來了低價競標的問題。

　　2010年的光伏發電站特許權招標，最低中標價僅0.73元/千瓦時， 13個項目的中標價無一例外都低於1元/千瓦時。

　　2011年7月，價格司推出了光伏發電上網標竿電價，在2011年7月前核准建設的、在當年年底前建成投產的項目，執行1.15元/千瓦時電價；7月1日以後核准，以及在年底前未投產項目，則按照1元/千瓦時電價執行。

　　「這樣一來，我們特許權招標就沒法弄了，按1.15元的電價在西部搶裝了多少我們都不知道，一度電要補7毛多錢啊。」前述能源局官員表示。

　　「上網電價還有好多問題，不能執行統一的上網電價，資源區域還沒搞清楚。風電是搞了六次特許權招標，才搞清了價格，價位是多少，最後出來四類價格，光伏這個工作還沒做呢。」孟憲淦提醒。

　　有一條好消息是，2012年12月19日的國務院常務會議提出，根據資源條件制定光伏電站分區域上網標竿電價，對分佈式光伏發電實行按照電量補貼的政策，根據成本變化合理調減上網電價和補貼標準。

　　最後一條對於發電項目投資至關重要。「現在這個補貼電價的年限就像頭上懸著一把刀一樣，隨時可能掉下來。」天華陽光控股有限公司董事長蘇維利曾表示。沒人期待1.15元/千瓦時或是1元/千瓦時的電價能夠持續25年，但不少開發商都在各種公開場合呼籲過希望現有電價能夠維持較長一點時間。此前，業界曾有消息稱光伏上網電價可能下調至0.8元/千瓦時，但由於國內光伏行業近期的困難局面，下調標竿電價顯得不合時宜，另有說法稱現行標竿電價將維持到2014年。

40GW需謹慎

　　舊的問題沒解決，新的問題已經來了。

　　與新一輪電價補貼結算幾乎同時傳出的一個消息是，「十二五」規劃的光伏裝機可能將從20GW進一步上調，甚至可能達到40GW。從目前地面電站、金太陽示範工程和分佈式光伏集中示範區這幾塊項目的規划來看，超過20GW幾乎是板上釘釘。

　　裝機規劃一漲再漲，中國政府急於通過擴大國內光伏市場來拯救整個中國光伏產業的決心可以想見，但配套舉措跟上了嗎？2011年光伏上網標竿電價確定時，「十二五」光伏裝機預期是10GW。之前結算的可再生能源電價附加主要用於補貼風電，已出現很大缺口——前述能源局人士稱，2012年可能達200億元，光伏裝機帶來的增量問題如何解決？此外，還有並網消納的問題等。

　　項目開發是帶動整個國內光伏市場的關鍵，但開發企業面對裝機規劃多次上調的「政策利好」，心態已趨於冷靜。「我們等不起這個補貼，現在整個行業還是觀望為主，比較謹慎。」蘇州一家進行光伏開發和EPC的企業人士告訴財新記者，「現在銀行對整個光伏上下游都是謹慎介入，拿項目本身作抵押貸不到款，得靠豪宅、豪車來貸。我們做項目也只能量力而行。」

　　兵馬未動，糧草需先行，補貼資金不解決，企業很難真正規劃大規模投資，即便進行投資，補貼資金不到位也會帶來產業鏈上游的噩夢。

　　 補貼與裝機規模之間的平衡本非易事，即便在德國這個可再生能源發展的先鋒國家也不例外。

　　在德國，所有可再生能源電價補貼（Feed-in Tariff，下稱FiT）都來自電力消費者的賬單——居民上繳電費的近10%用於支付FiT。發電運營商從區域電網運營商處取得這部分收入，後者將這一支出轉移至四家大型電網企業，電網企業再通過公開市場上銷售可再生能源去平衡這一費用。每年，整體的FiT支出除以用電量，以確定下一年向消費者徵收的水平。隨著德國裝機的不斷增加，這一費用在不斷增加，從2011年到2012年，每度電中用於支付FiT的金額從3.6歐分增加至5.2歐分。如何降低補貼金額，也是德國的熱門討論話題。

　　智庫生態研究所（Ecologic Institute）研究員凱瑟琳·烏芬巴赫（Katharina Umpfenbach）向財新記者分析，並沒有什麼一勞永逸的辦法，為裝機量設置限制會增大監管的難度，同時不利於可再生能源價格的有效下降。目前在光伏領域，德國採取的是一種靈活的限制——根據前三個月的裝機量來下調每月的FiT標準。不過，這一方式剛剛開始實行，效果還有待觀察。

　　對於中國來說，在擴大裝機規模之前，有必要對已經發生的和未來可能加劇的補貼難題認真思考，解決存量問題的同時，對增量部分進行統籌規劃。數位接受財新記者採訪的人士都提到，電價補貼僅僅是一方面，如果對於發電側徵收碳稅或化石燃料稅，也能夠幫助解決部分補貼來源問題。

　　本刊實習記者黃凱茜對此文亦有貢獻