能源：可再生能源补贴难题
可再生能源补贴难题
《能源》2013年第1期
可再生能源发展速度远远超出了预期，造成补贴缺口越来越大。滞后的补贴甚至造成了部分企业破产，该如何处理这一难题？
汽车行驶在格尔木的戈壁滩上，路两侧星罗棋布的蓝色太阳能板在这块荒漠上显得格外醒目。
就是在这块距离青海首府西宁800公里远的荒凉土地上，缔造了中国光伏发展史上的奇迹——在2011年底短短的几个月内，这里的黄色土地迅速地被覆盖，披上了一层蓝色的外衣。从前荒无人烟的土地，几乎在一夜间成为炙手可热的香饽饽，各路“淘金者”纷至沓来。
而这一切源于发改委的一纸公文。2011年8月1日，国家发改委对外公布《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》，规定当年7月1日前核准，并能于12月31日前建成投产的光伏发电项目标杆电价定为1.15元/度；而在7月1日后核准，或此前核准但未能在年底建成的项目核定为1元/度。为搭上1.15元/度的政策末班车，西部电站抢建潮就此拉开。截至2011年年底，青海省新增光伏并网容量突破100万KW。
经营逆变器生意的老孙也加入了这一热潮，他在格尔木找到了商机，销量不错，虽然组件价格不断下跌，但彼时逆变器利润还较为可观。可是，整整一年时间过去，没有拿到项目回款的他，度日艰难。“开发商一直拖欠项目款，他们说虽然项目已经并网，但是电价补贴还没有拿到，没有现金给我们。”
在宁夏银川，作为一家风电设备商的项目经理，老杨谈起账款拖欠颇为无奈：“风电场建成已经两年多，至今没拿到剩余的设备款，其实也就不到一千万。他们的理由就是现在还没有拿到补贴。”
“财政相关配套资金下发不及时，导致很多企业延迟了承诺付款期，而上游企业未将此列入财务风险控制内，导致资金链崩溃。”光伏监控系统提供商上海淘科常务副总经理陆剑洲说。
在经历狂飙猛进的增长后，风电行业从下游向上游传导的压力链在行业内早已众所周知。上游企业破产屡见不鲜，为何在刚刚爆发一年多的光伏市场，这一现象又开始重演？开发商以未拿到手补贴为由而拖欠账款。这一支撑新能源产业发展的补贴为何迟迟没有发放？本刊试图通过对可再生能源特别是太阳能补贴资金来源、支出的梳理，厘清这一脉络。
被延长的周期
在中国可再生能源学会副理事长孟宪淦看来，老孙遇到的情况就是所谓的“三角债”——虽然开发商拿到了1.15元上网电价，但是电站每发一度电，仅拿到当地脱硫火电价格，差额部分由国家进行补贴。由于迟迟拿不到电价补贴，按当地火电上网电价收入部分甚至不足以支付银行利息和维持电站运营。开发商只好拖欠设备商欠款、工程款等。“其实就是政府欠开发商的钱，开发商欠上游企业的钱。”
上个月，国家发改委和国家电监会发布新一期的可再生能源电价补贴和配额交易方案的通知，补贴期为2010年10月—2011年4月，补贴涉及800多个风电、太阳能、生物质以及地热发电项目，共计113.45亿元。
“2012年底发放截至2011年4月的补贴，相差一年半的时间，正常的发放周期一般是半年。”国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧对《能源》杂志记者表示。
据记者查阅以往文件发现，2009年1月—6月可再生能源电价补贴通知是在2009年12月份发布，2007年10月—2008年6月可再生能源电价补贴通知则是在2008年11月公布。相较于以往，此次电价补贴的时间点整整向后推迟了一年。
因而，在2011年下半年后大批建设的西部太阳能电站还没进入到电价补贴的时间段内。“目前还没有听说哪家大型光伏电站拿到补贴。” 民生证券新能源行业首席分析师王海生直言不讳。
那么，政府为何拖延可再生能源发电企业的电价补贴发放？
在我国，可再生能源发展基金主要用于扶持可再生能源发展。2009年12月，十一届全国人大常委会第十二次会议通过关于修改可再生能源法的决定，提出国家财政设立可再生能源发展基金。基金的资金来源包括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收入。值得注意的是，可再生能源电价附加收入部分主要来源于销售电价的分摊。
按照2006年通过的《可再生能源法》，电网企业按照中标价格收购风电、光电等可再生能源，超出常规火电上网标杆价格的部分，附加在销售电价中分摊。从那时起，每度电费有2厘钱被纳入可再生能源电价附加收入，后因资金需要不断增长，2009年底调至4厘/千瓦时，直至目前征收标准为8厘/千瓦时。
伴随征收标准两次上调，可再生能源发展基金也随之确立。特别是2011年底，财政部、国家发改委和国家能源局联合印发了《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》（《暂行办法》）。其中，电价附加征收方式发生变化，由电网企业代收代管转为交由电网企业征收上缴中央国库。
“基金的管理涉及多个部门，征收方式的转变增加了基金的管理层级，延长补贴下发周期。”一发改委内部人士表示。
而事实上，此前由电网公司代收代管的方式，也存在一些弊端。“由于电价附加在价内征收，因而这部分资金不可避免地计入电网企业的销售收入，导致可用资金量的‘缩水’。对于电价附加收入大于可再生能源补贴支出，该项余额留存的省级电网公司，必须缴纳25%企业所得税。例如，2009年前6个月全国共征收可再生能源电价附加约23亿元，但支付所得税就约为1.6亿元。”国家发改委能源研究所可再生能源中心研究员时璟丽曾撰文指出。
在上述业内人士看来，补贴拖延核心问题还在于资金缺口。
难以弥补的缺口
从可再生能源发展基金诞生之日，资金缺口问题就一直存在，特别是可再生能源电价附加资金早已入不敷出。据电监会刚刚发布的《节能减排电价政策执行情况监管通报》，截至2011年底，可再生能源电价附加资金缺口达110亿元。
虽然大家都在讲补贴资金有很大的缺口，接受采访的一些业内人士表示，并不清楚每年电价附加收入资金总额到底是多少。对此，有关主管部门并没有进行定期结算和公示。
伴随着可再生能源装机的不断增加，在过去的几年间，可再生能源电价附加的缺口成倍增加。由于历史欠债，2012年电价附加收入有一部分需要弥补此前的资金缺口，业界更有了“寅吃卯粮”的说法。
巧妇难为无米之炊。不论是由谁管理资金，资金收入端的问题必然传递到支出端。《暂行办法》规定，可再生能源电价附加在除西藏自治区以外的全国范围内，对各省、自治区、直辖市扣除农业生产用电(含农业排灌用电)后的销售电量征收。
“实际上，根据以往电网公司征收经验，电价附加收入应该是在全社会用电量×8厘的基础上打个8折。”李琼慧称。
造成此结果的原因除了西藏和农业生产用电排除在外，虽然国家规定要对企业自备电厂自发自用电量进行附加征收，可是由于其电量和管理不通过电网企业，很难对其用电量进行测算。
对此，时璟丽表示认同。“除了自备电厂不好测算，同时地方执行动力不足，有可能收上来那么多电价附加，在本地用不完还要分给别的省份。”
前端收入打了折扣，而随着可再生能源快速发展，补贴需求不断增加，可再生能源基金面临更大压力。
在我国，可再生能源电价附加收入主要是用于风电、太阳能、生物质地面电站项目，太阳能项目中光伏建筑一体化以及金太阳项目补贴资金是由国家财政年度安排的专项资金支付。
王海生给记者做了一笔测算，2012年全年预计用电4.5万亿度，按照8厘/千瓦时征收标准，可收可再生能源附加约为300亿元。2012年，风电发电量大约为1000亿度，需补贴部分约为200亿元；光伏上网电价项目估计发电30亿度，需补贴20亿元；生物质发电补贴需要补贴80亿元，总计约300亿元。
这也就意味着，2012年应收可再生能源附加收入刚好够2012年可再生能源发电补贴需要。值得注意的是，此前的欠款以及2013年中国风电和光伏发电将持续增长，特别是光伏发电进入高速增长期，将给资金带来更大的压力。“国家计划于2013年底前支付2011年及以前的补贴。而2013年补贴需要预计是450亿元。”王海生说。
双管齐下
自2006年以后，我国可再生能源市场迅速启动，远远超出《可再生能源中长期发展规划》的预期目标，发电装机和发电量增长迅猛，造成补贴资金短缺。以风电为例，根据中长期规划，到2020年，全国风电总装机容量达到3000万千瓦。而事实上截至2011年底，我国风电累计装机已经高达4473万千瓦。
“在我国，规划往往是发展底线。因而，对于这种需要大量资金扶持的产业，对市场容量把握不好，很容易造成资金缺口。”上述专家对记者表示。
造成的结果是，符合国家各种政策规定、经国家能源主管部门核准的项目也最终拿不到补贴。
在采访中，一些专家对《能源》杂志记者表示，在过去几年间，风电快速发展带来的一系列隐患没有受到足够重视。目前，太阳能发展也遇到同样问题。
去年9月，国家能源局发布《太阳能发电发展“十二五”规划》，指出到2015年底，太阳能发电装机容量达到2100万千瓦以上。此前，对于“十二五”太阳能装机目标，已经进行了4次修改，从最初的500万千瓦到1000万千瓦，去年5月上调至1500万千瓦一直到9月份的2100万千瓦。
然而，就在规划出台的短短几个月内，对于再次上调“十二五”太阳能发展目标的消息一直不绝于耳。“2012年，金太阳项目总量大致是450万千瓦。为鼓励分布式发展，国家能源局发布《关于申报分布式光伏发电规模化应用示范区的通知》，每个省可以建设总装机容量不超过500兆瓦分布式发电示范园区，全国上线1500万千瓦左右。此外，地面电站项目总量能达到1000万千瓦。因而，事实上，政府审批项目已经达到3000万千瓦。”孟宪淦说。
在孟宪淦看来，政府只有做好发展规划，才能做好财政预算。“可再生能源法核心内容就是总量目标，也就是规划和计划，告诉大家一定时期内市场容量有多大。”
现实情况往往对发展量难以把控。在王海生看来，近期上调可再生能源附加费是大概率事件。
“将来趋势，不提高可再生能源附加不行，但是不能无限涨电价。不仅对老百姓生活有一定影响，关键是对工业生产的影响。在我国，工业电价偏高，如果提高附加，对工业企业发展很大损害，降低工业产品竞争力。”李琼慧分析道。
“当时设计8厘钱/千瓦时补贴标准时就知道不够用，但是有的时候没办法，电价如果上涨太多，影响CPI，因而受到很多因素牵制。”时璟丽对记者说道。
“发展可再生能源要考虑社会成本。国外发展的经验比如德国是政府给出补贴总量，在总量范围内实行一个电价，超过就降低或者干脆不给补贴。这样可以保证合法合规企业正常盈利，避免一窝而上。” 李琼慧建议道。
一端控制发展速度、另一端提高可再生能源附加，表面上看，两种手段双管齐下能够解决现实问题，然而操作中，并不容易。
理顺管理体制
在业内人士看来，除了电价附加外，还可以拓展多种资金渠道，除了国家财政可以每年为基金安排和提供一定数额的资金，也可以利用其他能源税费为基金注入资金，比如对化石能源征收税费。
“在近期内，补充资金缺口最现实的办法是国家财政直接补充。”上述一位专家称。
对于可再生能源补贴，近几年来财政资金的压力也在不断加大。以金太阳项目为例，其补贴类型为投资性补贴，即对并网光伏发电项目原则上按光伏发电系统及其配套输配电工程投资的50%给予补助。2012年，中央财政共拨付资金130亿元支持金太阳工程发展。
在经过几年试验后，金太阳工程种种弊端逐渐显露，骗补、补后不建等问题层出不穷。因而，业界有声音呼吁将金太阳工程投资性补贴转向电量定额补贴。
颇有意味的是，在对于分布式光伏发电规模化示范项目的通知中，提出对示范区的光伏发电项目实行单位电量定额补贴政策，对自发自用电量和多余上网电量实行统一补贴标准。
“现在业内普遍认为分布式发电度电补贴在0.4元-0.6元之间，但是补贴资金从哪儿来还悬而未决。”孟宪淦说。
记者从国家电网公司拿到的资料显示，截至2012年11月，其累计受理分布式光伏发电报装业务123项，总装机容量达到176.4兆瓦，其中金太阳示范项目占67项。
“现阶段看，分布式光伏并网解决的是金太阳示范项目的余量。”李琼慧说。
“其实，金太阳示范项目和分布式光伏是一类项目，享受不同政策。分布式补贴也应该来源于可再生能源发展基金，之前采用一次性补贴的形式，效果不好，但是金太阳项目还在做，说明部门之间并未完全协调好。”时璟丽说。
从目前情况来看，可再生能源发展基金由财政部管理，电价附加收入主要支持的大型地面电站项目则由国家能源局进行核准，而财政专项资金支持的金太阳示范项目和光伏建筑一体化项目由住建部主导。
“省级电网上缴电价附加后，由财政部管理。但财政部不具体分管发电项目，由发改委来核，其实是两条渠道。”孟宪淦解释说。
“《暂行办法》只是在文件上把两部分资金放在了一起，实质上并没有合并，依旧是两套体制。” 迈哲华（上海）投资管理咨询有限公司能源电力总监曹寅对记者表示。
其实，早在三年前，时璟丽建议以基金形式管理可再生能源电价附加，由国家财政设立“可再生能源电价附加基金”，或者将可再生能源电价附加的资金纳入到可再生能源发展基金/资金的管理范围，由财政部管理。然而，现实和她的设想有了一定的差距。
“国家财政补贴可再生能源，统一纳入基金管理，更好一些。成立可再生能源基金目的是统一管理，作为基金应该有预算额度，来源有哪些、怎么样使用、每部分用多少，需要做一个平衡。”
上个月，国家财政部发布了关于预拨《2012年可再生能源电价附加补助资金的通知》，预拨2012年可再生能源电价附加补助资金合计近86亿元。
“86亿肯定不够，为什么预拨，不是精确的计算。”一发改委人士表示对此不太清楚。
（记者 范珊珊）
