注意啦!86.5GW光伏指标“大红包”背后藏风险！

文件就加强目标引导、规划引领、电力送出和消纳、健全规模管理机制等多个方面提出了指导性意见，为解决弃风弃光弃水和补贴资金不足等问题指明了方向，尤其是新增建设规模方案，犹如一剂强心剂，让产业感觉信心倍增，热情再次燃起。

然而，热情高涨的背后也有隐忧，其中最大的问题就是补贴拖欠严重导致项目面临巨大风险。随着开发布局向东部纵深发展，土建和人工成本有所上升，加之行业开发建设热情高涨，设备价格近期下降不明显。因此，光伏项目对于补贴的依赖程度并没有如大家期望的那样快速降低，补贴依然是项目守住盈亏线的最关键因素。

但是，补贴是不给力的。根据有关机构的统计，截至2016年底，我国可再生能源补贴资金缺口已超600亿元，预计到2020年缺口将累计超过3000亿元。“十三五”期间，仅针对光伏的补贴需求就将远超过2000亿元。随着装机规模的扩大，资金需求像滚雪球一样快速增长，缺口只会一步步加大，企业风险增加，产业内部矛盾加剧。截止到2016年底，光伏并网装机容量为77.42GW，而进入前六批补贴目录的2015年2月之前的项目只有25.9GW，也就是说目前只有25.9GW理论上可以拿到补贴(前五批大部分补贴已到位，第六批未能统计)。而另有51.52GW(77.42减去25.9)还不知道什么时候或者能不能拿到补贴，这部分补贴需求每年大约为300亿元的规模，4年间超过1000亿元，而这还只是历史的欠账。

2017-2020年新增建设规模方案中提出的超过86GW的容量，即使补贴强度降低了，保守测算，4年间补贴资金累计需求也在1000亿元以上。也就是说，到2020年前，国家怎么安排这2000多亿元的补贴，仍存在很多不确定性因素，给项目带来很大风险。所以，企业应该清楚，方案中只是把规模指标给出来了，补贴管不了，风险请自担。企业要根据实际情况，综合测算风险和收益，对“大红包”背后的隐忧要有充分估计。

再从微观角度来分析一个项目，以二类光照资源地区的100MW 光伏电站为例：利用小时数按1100计，其电价平均为0.75 元/kWh(其中燃煤标杆电价0.315 元/kWh、补贴0.435 元/kWh，分批到位)。总投资按照6元/瓦，共6亿元，其中按贷款比例为70%，综合利率6.5%，期限10 年计，项目投产后的前3年内，如果补贴不到位，每年仅可获燃煤标杆电价收益0.36 亿元，尚不足支付每年大约0.8 亿元的贷款本息，现金流为负数，每年净亏损4400万元左右。如果前三年，银行贷款只支付利息部分，尚可勉强度日。如果补贴拖欠超过三年，哪个企业还能长期继续持有呢?届时这些资产价格能值几何?有钱人可以准备抄底。没资金实力的企业除了盯着指标外，还是认真看看文件中的风险提示吧。

之所以出现这样的局面，很大程度上与我国能源发展规划、价格、财政等主管部门不协调有很大关系。如果把可再生能源发电项目比作一个孩子，国家能源局负责孩子的出生，国家发改价格部门负责孩子吃什么档次的奶粉，财政部负责奶粉供应的数量，各负其责，表面无可挑剔，而实际上容易出现“管生不管养”的问题，管理不协调，孩子的健康成长得不到很好的保障。那么如何扭转这种局面呢?其核心还是补贴问题，国家在做指标引导的同时，也要解决补贴问题。

一是提高电价附加标准或者增加财政预算来补足缺口资金，并加大对应收未收上来的电价附加费用的征收力度。例如，把附加标准从现在的0.019元/千瓦时提高到0.03元/千瓦时，但附加标准也不能无限度提高。二是转变补贴方式，建立市场化的补贴机制。目前，我国已经建立起自愿认购的绿证交易机制，但要想借此对可再生能源发展起到实质性推动作用，未来还必须建立强制性认购交易市场。这种补贴方式，不仅是解决补贴资金来源和提高补贴效率的有效办法，并且能够通过市场化交易，实现可再生能源电力优先上网。同时，也需进一步优化制度设计，体现不同可再生能源品种的成本差异，最终实现整个产业的可持续发展。

除了补贴问题本身，面对严峻的补贴资金压力和未来发展形势，技术进步和降低成本才是推进行业发展的创新方式。为此，文件也提出了创新发展方式促进技术进步和成本降低的一系列措施，光伏平价上网的目标越来越清晰可见。同时，也要探索如何将化石能源外部性成本内部化的有效工具，如燃料税、环境税与碳税等，建立公平对等的价格竞争基础，共同作用，提升可再生能源电力在电力系统中的比例。