可再生能源發展速度遠遠超出了預期，造成補貼缺口越來越大。滯后的補貼甚至造成了部分企業破產，該如何處理這一難題？

汽車行駛在格爾木的戈壁灘上，路兩側星羅棋布的藍色太陽能板在這塊荒漠上顯得格外醒目。

就是在這塊距離青海首府西寧800公里遠的荒涼土地上，締造了中國光伏發展史上的奇跡——在2011年底短短的幾個月內，這里的黃色土地迅速地被覆蓋，披上了一層藍色的外衣。從前荒無人煙的土地，幾乎在一夜間成為炙手可熱的香餑餑，各路“淘金者”紛至沓來。

而這一切源于發改委的一紙公文。2011年8月1日，國家發改委對外公布《關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知》，規定當年7月1日前核準，并能于12月31日前建成投產的光伏發電項目標桿電價定為1.15元/度；而在7月1日后核準，或此前核準但未能在年底建成的項目核定為1元/度。為搭上1.15元/度的政策末班車，西部電站搶建潮就此拉開。截至2011年年底，青海省新增光伏并網容量突破100萬KW。

經營逆變器生意的老孫也加入了這一熱潮，他在格爾木找到了商機，銷量不錯，雖然組件價格不斷下跌，但彼時逆變器利潤還較為可觀?？墒?，整整一年時間過去，沒有拿到項目回款的他，度日艱難。“開發商一直拖欠項目款，他們說雖然項目已經并網，但是電價補貼還沒有拿到，沒有現金給我們。”

在寧夏銀川，作為一家風電設備商的項目經理，老楊談起賬款拖欠頗為無奈：“風電場建成已經兩年多，至今沒拿到剩余的設備款，其實也就不到一千萬。他們的理由就是現在還沒有拿到補貼。”

“財政相關配套資金下發不及時，導致很多企業延遲了承諾付款期，而上游企業未將此列入財務風險控制內，導致資金鏈崩潰。”光伏監控系統提供商上海淘科常務副總經理陸劍洲說。

在經歷狂飆猛進的增長后，風電行業從下游向上游傳導的壓力鏈在行業內早已眾所周知。上游企業破產屢見不鮮，為何在剛剛爆發一年多的光伏市場，這一現象又開始重演？開發商以未拿到手補貼為由而拖欠賬款。這一支撐新能源產業發展的補貼為何遲遲沒有發放？本刊試圖通過對可再生能源特別是太陽能補貼資金來源、支出的梳理，厘清這一脈絡。

被延長的周期

在中國可再生能源學會副理事長孟憲淦看來，老孫遇到的情況就是所謂的“三角債”——雖然開發商拿到了1.15元上網電價，但是電站每發一度電，僅拿到當地脫硫火電價格，差額部分由國家進行補貼。由于遲遲拿不到電價補貼，按當地火電上網電價收入部分甚至不足以支付銀行利息和維持電站運營。開發商只好拖欠設備商欠款、工程款等。“其實就是政府欠開發商的錢，開發商欠上游企業的錢。”

上個月，國家發改委和國家電監會發布新一期的可再生能源電價補貼和配額交易方案的通知，補貼期為2010年10月-2011年4月，補貼涉及800多個風電、太陽能、生物質以及地熱發電項目，共計113.45億元。

“2012年底發放截至2011年4月的補貼，相差一年半的時間，正常的發放周期一般是半年。”國網能源研究院新能源研究所所長李瓊慧對《能源》雜志記者表示。

據記者查閱以往文件發現，2009年1月-6月可再生能源電價補貼通知是在2009年12月份發布，2007年10月-2008年6月可再生能源電價補貼通知則是在2008年11月公布。相較于以往，此次電價補貼的時間點整整向后推遲了一年。

因而，在2011年下半年后大批建設的西部太陽能電站還沒進入到電價補貼的時間段內。“目前還沒有聽說哪家大型光伏電站拿到補貼。” 民生證券新能源行業首席分析師王海生直言不諱。

那么，政府為何拖延可再生能源發電企業的電價補貼發放？

在我國，可再生能源發展基金主要用于扶持可再生能源發展。2009年12月，十一屆全國人大常委會第十二次會議通過關于修改可再生能源法的決定，提出國家財政設立可再生能源發展基金?；鸬馁Y金來源包括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收入。值得注意的是，可再生能源電價附加收入部分主要來源于銷售電價的分攤。

按照2006年通過的《可再生能源法》，電網企業按照中標價格收購風電、光電等可再生能源，超出常規火電上網標桿價格的部分，附加在銷售電價中分攤。從那時起，每度電費有2厘錢被納入可再生能源電價附加收入，后因資金需要不斷增長，2009年底調至4厘/千瓦時，直至目前征收標準為8厘/千瓦時。

伴隨征收標準兩次上調，可再生能源發展基金也隨之確立。特別是2011年底，財政部、國家發改委和國家能源局聯合印發了《可再生能源發展基金征收使用管理暫行辦法》(《暫行辦法》)。其中，電價附加征收方式發生變化，由電網企業代收代管轉為交由電網企業征收上繳中央國庫。

“基金的管理涉及多個部門，征收方式的轉變增加了基金的管理層級，延長補貼下發周期。”一發改委內部人士表示。

而事實上，此前由電網公司代收代管的方式，也存在一些弊端。“由于電價附加在價內征收，因而這部分資金不可避免地計入電網企業的銷售收入，導致可用資金量的‘縮水’。對于電價附加收入大于可再生能源補貼支出，該項余額留存的省級電網公司，必須繳納25%企業所得稅。例如，2009年前6個月全國共征收可再生能源電價附加約23億元，但支付所得稅就約為1.6億元。”國家發改委能源研究所可再生能源中心研究員時璟麗曾撰文指出。

在上述業內人士看來，補貼拖延核心問題還在于資金缺口。[page]

難以彌補的缺口

從可再生能源發展基金誕生之日，資金缺口問題就一直存在，特別是可再生能源電價附加資金早已入不敷出。據電監會剛剛發布的《節能減排電價政策執行情況監管通報》，截至2011年底，可再生能源電價附加資金缺口達110億元。

雖然大家都在講補貼資金有很大的缺口，接受采訪的一些業內人士表示，并不清楚每年電價附加收入資金總額到底是多少。對此，有關主管部門并沒有進行定期結算和公示。

伴隨著可再生能源裝機的不斷增加，在過去的幾年間，可再生能源電價附加的缺口成倍增加。由于歷史欠債，2012年電價附加收入有一部分需要彌補此前的資金缺口，業界更有了“寅吃卯糧”的說法。

巧婦難為無米之炊。不論是由誰管理資金，資金收入端的問題必然傳遞到支出端?！稌盒修k法》規定，可再生能源電價附加在除西藏自治區以外的全國范圍內，對各省、自治區、直轄市扣除農業生產用電(含農業排灌用電)后的銷售電量征收。

“實際上，根據以往電網公司征收經驗，電價附加收入應該是在全社會用電量×8厘的基礎上打個8折。”李瓊慧稱。

造成此結果的原因除了西藏和農業生產用電排除在外，雖然國家規定要對企業自備電廠自發自用電量進行附加征收，可是由于其電量和管理不通過電網企業，很難對其用電量進行測算。

對此，時璟麗表示認同。“除了自備電廠不好測算，同時地方執行動力不足，有可能收上來那么多電價附加，在本地用不完還要分給別的省份。”

前端收入打了折扣，而隨著可再生能源快速發展，補貼需求不斷增加，可再生能源基金面臨更大壓力。

在我國，可再生能源電價附加收入主要是用于風電、太陽能、生物質地面電站項目，太陽能項目中光伏建筑一體化以及金太陽項目補貼資金是由國家財政年度安排的專項資金支付。

王海生給記者做了一筆測算，2012年全年預計用電4.5萬億度，按照8厘/千瓦時征收標準，可收可再生能源附加約為300億元。2012年，風電發電量大約為1000億度，需補貼部分約為200億元；光伏上網電價項目估計發電30億度，需補貼20億元；生物質發電補貼需要補貼80億元，總計約300億元。

這也就意味著，2012年應收可再生能源附加收入剛好夠2012年可再生能源發電補貼需要。值得注意的是，此前的欠款以及2013年中國風電和光伏發電將持續增長，特別是光伏發電進入高速增長期，將給資金帶來更大的壓力。“國家計劃于2013年底前支付2011年及以前的補貼。而2013年補貼需要預計是450億元。”王海生說。

雙管齊下

自2006年以后，我國可再生能源市場迅速啟動，遠遠超出《可再生能源中長期發展規劃》的預期目標，發電裝機和發電量增長迅猛，造成補貼資金短缺。以風電為例，根據中長期規劃，到2020年，全國風電總裝機容量達到3000萬千瓦。而事實上截至2011年底，我國風電累計裝機已經高達4473萬千瓦。

“在我國，規劃往往是發展底線。因而，對于這種需要大量資金扶持的產業，對市場容量把握不好，很容易造成資金缺口。”上述專家對記者表示。

造成的結果是，符合國家各種政策規定、經國家能源主管部門核準的項目也最終拿不到補貼。

在采訪中，一些專家對《能源》雜志記者表示，在過去幾年間，風電快速發展帶來的一系列隱患沒有受到足夠重視。目前，太陽能發展也遇到同樣問題。

去年9月，國家能源局發布《太陽能發電發展“十二五”規劃》，指出到2015年底，太陽能發電裝機容量達到2100萬千瓦以上。此前，對于“十二五”太陽能裝機目標，已經進行了4次修改，從最初的500萬千瓦到1000萬千瓦，去年5月上調至1500萬千瓦一直到9月份的2100萬千瓦。

然而，就在規劃出臺的短短幾個月內，對于再次上調“十二五”太陽能發展目標的消息一直不絕于耳。“2012年，金太陽項目總量大致是450萬千瓦。為鼓勵分布式發展，國家能源局發布《關于申報分布式光伏發電規?；瘧檬痉秴^的通知》，每個省可以建設總裝機容量不超過500兆瓦分布式發電示范園區，全國上線1500萬千瓦左右。此外，地面電站項目總量能達到1000萬千瓦。因而，事實上，政府審批項目已經達到3000萬千瓦。”孟憲淦說。

在孟憲淦看來，政府只有做好發展規劃，才能做好財政預算。“可再生能源法核心內容就是總量目標，也就是規劃和計劃，告訴大家一定時期內市場容量有多大。”

現實情況往往對發展量難以把控。在王海生看來，近期上調可再生能源附加費是大概率事件。

“將來趨勢，不提高可再生能源附加不行，但是不能無限漲電價。不僅對老百姓生活有一定影響，關鍵是對工業生產的影響。在我國，工業電價偏高，如果提高附加，對工業企業發展很大損害，降低工業產品競爭力。”李瓊慧分析道。

“當時設計8厘錢/千瓦時補貼標準時就知道不夠用，但是有的時候沒辦法，電價如果上漲太多，影響CPI，因而受到很多因素牽制。”時璟麗對記者說道。

“發展可再生能源要考慮社會成本。國外發展的經驗比如德國是政府給出補貼總量，在總量范圍內實行一個電價，超過就降低或者干脆不給補貼。這樣可以保證合法合規企業正常盈利，避免一窩而上。” 李瓊慧建議道。

一端控制發展速度、另一端提高可再生能源附加，表面上看，兩種手段雙管齊下能夠解決現實問題，然而操作中，并不容易。[page]

理順管理體制

在業內人士看來，除了電價附加外，還可以拓展多種資金渠道，除了國家財政可以每年為基金安排和提供一定數額的資金，也可以利用其他能源稅費為基金注入資金，比如對化石能源征收稅費。

“在近期內，補充資金缺口最現實的辦法是國家財政直接補充。”上述一位專家稱。

對于可再生能源補貼，近幾年來財政資金的壓力也在不斷加大。以金太陽項目為例，其補貼類型為投資性補貼，即對并網光伏發電項目原則上按光伏發電系統及其配套輸配電工程投資的50%給予補助。2012年，中央財政共撥付資金130億元支持金太陽工程發展。

在經過幾年試驗后，金太陽工程種種弊端逐漸顯露，騙補、補后不建等問題層出不窮。因而，業界有聲音呼吁將金太陽工程投資性補貼轉向電量定額補貼。

頗有意味的是，在對于分布式光伏發電規模化示范項目的通知中，提出對示范區的光伏發電項目實行單位電量定額補貼政策，對自發自用電量和多余上網電量實行統一補貼標準。

“現在業內普遍認為分布式發電度電補貼在0.4元-0.6元之間，但是補貼資金從哪兒來還懸而未決。”孟憲淦說。

記者從國家電網公司拿到的資料顯示，截至2012年11月，其累計受理分布式光伏發電報裝業務123項，總裝機容量達到176.4兆瓦，其中金太陽示范項目占67項。

“現階段看，分布式光伏并網解決的是金太陽示范項目的余量。”李瓊慧說。

“其實，金太陽示范項目和分布式光伏是一類項目，享受不同政策。分布式補貼也應該來源于可再生能源發展基金，之前采用一次性補貼的形式，效果不好，但是金太陽項目還在做，說明部門之間并未完全協調好。”時璟麗說。

從目前情況來看，可再生能源發展基金由財政部管理，電價附加收入主要支持的大型地面電站項目則由國家能源局進行核準，而財政專項資金支持的金太陽示范項目和光伏建筑一體化項目由住建部主導。

“省級電網上繳電價附加后，由財政部管理。但財政部不具體分管發電項目，由發改委來核，其實是兩條渠道。”孟憲淦解釋說。

“《暫行辦法》只是在文件上把兩部分資金放在了一起，實質上并沒有合并，依舊是兩套體制。” 邁哲華(上海)投資管理咨詢有限公司能源電力總監曹寅對記者表示。

其實，早在三年前，時璟麗建議以基金形式管理可再生能源電價附加，由國家財政設立“可再生能源電價附加基金”，或者將可再生能源電價附加的資金納入到可再生能源發展基金/資金的管理范圍，由財政部管理。然而，現實和她的設想有了一定的差距。

“國家財政補貼可再生能源，統一納入基金管理，更好一些。成立可再生能源基金目的是統一管理，作為基金應該有預算額度，來源有哪些、怎么樣使用、每部分用多少，需要做一個平衡。”

上個月，國家財政部發布了關于預撥《2012年可再生能源電價附加補助資金的通知》，預撥2012年可再生能源電價附加補助資金合計近86億元。

“86億肯定不夠，為什么預撥，不是精確的計算。”一發改委人士表示對此不太清楚。
預防和快速響應與救援能力。