《电力行业“十四五”发展规划研究》
煤电机组灵活性运行与延寿运行研究
当前电价政策机制相关问题
全国碳市场（发电行业）交易风险及防范
海上风电发展
前言
年，中电联由会领导牵头，高质量完成电力行业“十四五”规划及中长期发展研究、煤电机组灵活性运行及延寿研究、当前电价政策机制相关问题、全国碳市场交易（发电行业）风险及防范、海上风电发展、新能源补贴拖欠问题等6项行业重大问题调研研究，形成调研报告，通过本部理事长办公会审议。调研成果报送中财办、国务院研究室、国家发展改革委、国资委、生态环境部、国家能源局等政府相关部门，得到了相关部门的高度重视，受到各理事长单位的高度肯定。
近年来，新能源补贴不能及时到位、补贴拖欠金额越来越大等问题突出，已影响和制约了新能源行业和企业的健康发展，并导致政府信用受损。为此，中电联组织开展了新能源补贴拖欠问题研究，深入分析补贴拖欠问题的根本性原因，提出了发行专项建设债、加快落实可再生能源配额制、加快建立电力现货交易市场、尽快出台存量可再生能源项目平价操作细则、推广绿证交易等多方式多途径解决新能源存量项目补贴拖欠问题，以及加快新能源基础设施建设、统筹规划体系等促进新能源行业高质量发展的意见建议。调研报告报送国家相关部门供决策参考，并得到了相关部门的肯定。
一、新能源补贴概况我国围绕新能源补贴出台了系列政策法规。补贴机制总体呈现出由差价补贴机制向新电改下的市场竞价补贴转变、由政府型补贴向市场导向型补贴过渡的趋势。差价补贴机制，极大地推动了我国可再生能源市场规模化发展，但一方面带来了新能源补贴资金需求的逐年大幅攀升，另一方面固定电价水平难以及时反映市场和发电成本情况。因此，近两年政策逐步转向以发挥电力市场作用为主的市场竞争补贴机制，新增项目补贴采取“以收定支”的原则确定，再最终过渡到取消补贴推动平价上网，从根本上控制后续新增项目的补贴问题。
针对之前差价补贴机制下存量项目存在的大量补贴拖欠问题，政府尝试通过“绿证”交易来代替补贴，但绿色证书交易认购强制力不足，自愿认购绿证带来的收益微乎其微，不足以弥补新能源补贴存量项目的补贴缺口。因此，需要对新能源存量项目补贴进行系统梳理，找出问题根源，提出有效解决存量项目补贴的政策性解决建议。
二、近年来新能源补贴存在部分问题在新能源补贴政策法规的支持下，新能源行业得到快速发展，但也存在部分问题。主要体现在：
一是投产项目在较长一段时间内未纳入补助目录。纳入前七批补助目录的风电装机容量仅占年底风电装机容量的66.0%；纳入前七批补助目录以及前两批光伏扶贫目录的太阳能发电装机容量仅占年底太阳能发电装机容量的24.6%。从调研情况看，所调研的各家大型发电企业均反映了这一情况。
二是补贴不能及时到位，且拖欠缺口越来越大。一方面是纳入补助目录内的补贴拖欠额越来越大；另一方面是已并网但尚未列入补助目录的补贴拖欠额也越来越大。截至年底，国网、南网、蒙西电网经营区纳入补助目录的新能源存量项目拖欠金额为.79亿元（不含税，下同），未纳入补助目录的存量项目拖欠金额为.30亿元，合计拖欠金额.09亿元。
三是补贴退坡机制不完善等问题。上网电价补贴将逐渐退出，新能源电力将以市场化交易形式与传统电力同台竞争。但目前来看，上网电价补贴政策和全面无补贴平价上网政策之间还存在着一定的政策鸿沟。此外，可再生能源参与市场化交易价格低于燃煤标杆电价的情况下，财建〔〕5号文与〔〕号文的补贴方式存在较大差异，财建〔〕5号文中电网企业收购电价、合理利用小时数等关键指标未明确。
三、新能源补贴拖欠原因分析新能源补贴拖欠原因是多方面的，分析主要原因：
一是新能源装机规模远超规划，对补贴资金需求大幅增加。国家新能源发展规划目标与可再生能源基金规模脱钩；新能源核准权限下放地方后，部分地方由于招商引资等需要，导致地方超规划核准，同时，产业扶持政策弹性难以适应技术进步的超常发展，导致新能源发展规模远超规划。年底并网太阳能发电装机达到1.3亿千瓦，仅用两年时间就实现了“十三五”规划的不低于1.1亿千瓦的目标；年并网风电装机容量达到2.1亿千瓦，提前1年达到“十三五”规划不低于2.1亿千瓦的目标，也相应带来补贴资金需求的快速增加。
二是新能源补贴资金来源不充足。电价附加收入是可再生能源补贴资金支出的主要来源。近几年电价附加收入增长远低于补贴资金需求增长，一方面是由于电价附加标准没有根据新能源发展情况进行调整，一直维持年以来的1.9分/千瓦时；另一方面是由于售电量增速远低于新能源的快速发展，-年售电量年均增长6.8%，低于同期新能源发电量年均增速22.5个百分点。年开始执行的自愿认购“绿证”政策，但目前绿证交易量很小，对于减缓补贴资金的压力的作用微弱。
三是电价附加征缴不到位。从年可再生能源发展基金成立之时起，由于自备电厂欠缴、少缴等原因，可再生电价附加实际征收率只能达到85%左右。
四是法律法规等配套体系不完善。我国已经形成以《可再生能源法》为主、部门性规章为辅的新能源补贴制度体系，有力支撑了新能源产业快速发展，但也存在制度体系建设较为滞后，缺乏弹性的电价上网制度，难以适应新能源电力的快速发展；电价附加机制未及时调整导致补贴资金缺口越来越大；补贴管理机制不完善导致补贴周期较长等问题。
四、新能源补贴拖欠带来的不利影响新能源发电项目的电价补贴部分占新能源企业营业收入的40%-70%不等，电价补贴是新能源项目收入的重要组成部分，补贴滞后和不定时支付给新能源企业及其上下游产业带来多方面不利影响，主要体现在：
一是导致新能源企业现金流紧张，财务费用大幅上升。补贴拖欠导致大部分新能源企业账面处于盈利状态，但应收账款在总资产中的占比不断提高，经营现金流持续紧张，特别是第七批（年4月）以后投产的新能源项目问题更为突出。为维持企业正常生产经营，保障资金链运转，新能源企业需要通过大量贷款来解决还本付息、计提折旧和日常运行维护等资金需求。拖欠的应收账款进一步抬高了项目的财务成本，带来新增的还本压力，企业负债率持续较快攀升。调研中有13个集团反映了这条不利影响。
二是影响到企业和社会资本投资新能源行业的预期和信心。从银行贷款情况来看，由于补贴较长时间的拖欠叠加政策的不确定性，新能源企业取得银行贷款难度增加，融资成本上升。从资本市场融资情况来看，部分新能源发电企业将应收补助资金作为抵押资产向资本市场融资，作为继续投资或运营的现金流来源，但新能源补贴长期拖欠，补助标准不断退坡，投资收益率不如预期，影响新能源企业评级，资本市场投资者对新能源失去信心；同时，补贴拖欠问题直接造成港股新能源运营商市净率长期低于1倍，估值难以修复，股权融资功能大幅削弱，部分在港新能源上市公司均被迫启动私有化进程。因此，补贴长期拖欠，带来新能源企业融资难、融资贵，企业运转困难，影响到企业和社会资本投资新能源行业的信心,对我国新能源发展战略和能源转型升级目标的实现产生较大影响。调研中有6家集团反映了这条不利影响。
三是“三角债”问题较为突出。补贴长期拖欠导致部分新能源投资运营商无力支付上游制造企业的设备费用，制造商为缓解资金压力，又将压力向上游零部件供应商传递，在新能源“抢装”之前的买方市场中，拖欠上游新能源设备制造企业的情况更为普遍。而在新能源抢装潮之后的卖方市场下，新能源项目招标量激增，使得重要配套设备市场供不应求，由此供应商大幅提高了设备预付款的比例，以大幅缓解供应商的资金链紧张问题，但同时也进一步加剧了新能源投资运营商由于补贴迟迟不到位情况下的资金压力问题。调研中有5家集团反映了这条不利影响。
五、政策建议建议从完善法律和政策体系、发行专项建设债等金融工具、健全配额制等市场化机制、加快能源电力系统转型、顶层设计规划等多方式多途径多渠道来解决新能源存量项目补贴拖欠问题，并推动后续新能源无补贴增量项目更好消纳和发展，促进“六稳”工作在新能源行业更好落实，保障新能源行业高质量发展。
（一）解决存量补贴拖欠问题的建议
一是坚持有法可依、信守承诺，提升全社会发展新能源信心。加快推动《中华人民共和国能源法》及行政规章、实施细则等配套体系的正式出台，修订完善已有《电力法》、《可再生能源法》等能源领域单行法，通过政策法规等形式明确新能源存量项目补贴拖欠的客观性，并采取分批次、分重点、分先后对欠补企业进行补贴发放，树立社会发展新能源的信心和前景，保障新能源企业健康发展。疫情过后加大对自备电厂历年拖欠的可再生能源电价附加资金追缴力度,确保可再生能源附加应收尽收。
二是发行专项建设债，推动绿色信贷发展。以政策性银行或相关部门作为发行主体，分期发行政府、金融机构和企业三方联动、总规模约亿元的债券品种，化解补贴欠账问题，维护政府信用。鼓励各类金融机构探索利用风投、私募、信托等金融工具，为可再生能源企业提供多元化的绿色融资渠道。
三是加快落实可再生能源配额制。理顺现行的相关环境权益交易机制，建立绿证交易和碳交易、核证自愿减排量（CCER）交易的衔接机制，并避免衔接机制对企业造成“双重征税”。将配额进一步物权化，作为银行的合格抵押品，提升其价值和流动性。
四是加快建立电力现货交易市场。落实好建立促进清洁能源消纳的现货交易机制，采取节能调度管理办法，落实可再生能源发电全额收购制度。完善电力辅助服务市场建设，并将其作为电力现货市场建设的有机组成部分。完善跨区域可再生能源电力现货交易市场建设，统筹省间和省内现货市场、现货市场和中长期交易的关系。
五是多种方式推广绿证交易。各级政府带头示范使用绿电、购买绿证，创造更多的绿证需求，培育社会绿色消费习惯，引导绿证市场进入良性循环通道。依据市场需求控制绿证的投放规模，通过调整绿证市场供需比，分批次发放绿证，合理调节绿证价格，逐步扩大绿证市场。优化居民用电电价结构，引导居民购买绿证。加快提高清洁能源消纳责任权重（配额比例），加大经济奖惩力度，让更多的电网公司、售电公司、大用户、自备电厂等市场主体扩大绿证的购买量，弥补存量补贴缺口。
六是尽快出台存量可再生能源项目转平价操作细则。在《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔〕19号）、《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔〕4号）等文件的基础上，尽快出台对于存量项目转平价的操作路径、具体要求、优惠措施等相关实施细则，推动适合的存量可再生能源项目转为平价项目，改善企业经营，降低社会用电成本。
七是继续延续光伏项目增值税优惠政策，并对拨付的可再生能源电价附加补助资金不征收增值税。光伏项目增值税即征即退50%优惠政策于年末已到期后未再延续，该优惠政策取消后光伏项目增值税负率由8%左右攀升至13%，加剧光伏发电企业经营困难，建议国家相关部门延续对光伏发电项目施行增值税即征即退50%的优惠政策，减轻企业经营压力。针对国家税务总局印发的年第45号公告，建议明确电网企业收到中央财政拨付的可再生能源电价附加补助资金不属于应税收入，不征收增值税。
（二）促进未来增量项目无补贴阶段新能源消纳和发展建议
一是加快新型能源基础设施建设。加快特高压输电通道建设，保障在建特高压输电工程按期完成投产，推进计划中的特高压输电工程前期工作，持续提升新能源消纳能力。加快京津冀、长三角、粤港澳大湾区等重点区域新能源汽车充电桩基础和平台建设。加快多能互补系统、分布式发电、储能系统等智慧能源基础设施建设和相关技术研发。
二是加快推进能源系统转型，提高新能源消纳水平。加快灵活性电源建设，在技术方面制定灵活性燃煤机组技术标准和改造技术路线；在机制方面完善煤电灵活性改造和调峰辅助服务补偿机制，推进电力辅助服务市场化。大力推广电力需求响应，通过价格信号引导用户调整用电需求，减小电网调峰压力，促进新能源消纳；推动综合能源服务业态发展。
三是为新能源使用提供更好的场景支撑。例如支持发行绿色专项债发展城市智能能源管理，以更好地消纳可再生能能源。如对风电和光电提供调峰服务的煤电提供优惠信贷支持。鼓励消耗低碳能源的产品出口，为其提供更优惠的出口信贷服务等。积极引入境外绿色资金投入消纳低碳能源的项目或产业。探索为低碳能源城市争取专项资金和绿色金融的支持。
四是统筹规划体系。根据国家能源法律体系和能源战略，制定完善中长期能源发展规划，明确短期能源发展目标。统筹考虑各地区能源建设目标，做好各类电源协调规划。建立发展规模与电价补贴政策动态调整机制，充分发挥市场配置资源的作用。逐步构建涵盖发展、消纳、市场等多维度的能源规划综合评价体系。