可再生能源發電行業補貼與銀行信貸風險關系分析

滕莉莉　許煜姍

【摘要】《國家能源發展戰略行動計劃》（2014～2020年）確定了我國在2020、2030年非化石能源占一次能源消費比重要分別達到15%、20%的能源發展戰略目標；2016年又制定了《關于建立可再生能源開發利用目標引導制度的指導意見》和《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》。在目前銀行面臨不良貸款率上升和可投資項目減少雙重壓力的背景下，可再生能源行業成了各家銀行選擇的投資重點，政府和銀行均加快了風電、光伏等可再生能源項目的審批和投資速度。集中性的投資隱藏著巨大的風險，很多銀行并沒有認識到這個問題，也沒有預先采取相應的對策。

本文根據2015年風電、光伏發電、生物質能發電裝機規模和國家確定的2020年發展目標及最新的風電光伏發電上網標桿電價政策，預測2016～2020年三種發電規模年增長率和電價附加收入與電價補貼支出的差額，揭示政策變化給銀行貸款帶來的風險，并提出化解風險的辦法。

【關鍵詞】能源發展 信貸風險 投資重點

一、引言

可再生能源發電是指風力發電、太陽能發電、生物質能發電、地熱能發電和海洋能發電。我國的風力發電始于20世紀50年代后期，2008年后進入大規模發展階段；太陽能發電（以下簡稱光伏發電）始于1998年，2013年國家將全國分為三類太陽能資源區，制定了相應光伏電站標桿上網電價；生物質能發電起步較晚，2006年以后我國的生物質能發電行業才開始壯大。由于可再生能源發電成本較高，國家對可再生能源發電項目實行補貼政策。

二、國家可再生能源電價補貼（以下簡稱“電價補貼”）資金與銀行可再生能源發電項目貸款安全性的關系

近幾年來，銀行在可再生能源發電行業貸款規模原來越大。比如某銀行省分行，2014年可再生能源發電項目新增貸款占當年公司類年度新增貸款的19.2%，2015年則占36.4%，再生能源發電項目貸款余額占到全部貸款余額的9.3%。

（一）需要電價補貼的原因及情況分析

與西方國家相比，我國可再生能源發電行業設備制造技術水平低、價格高，造成可再生能源發電項目投資大、需要銀行貸款量大、電力成本高。例如，一個5萬千瓦的發電廠，風電需投資4億元，銀行貸款3億元，經營期前三年平均成本0.60元/kwh；光伏發電需投資4.8億元，銀行貸款3.6億元，經營期前三年平均成本0.71元/kwh。發電成本不僅遠高于目前燃煤發電平均標桿上網電價（0.3614元/千瓦時），甚至高于同區域內居民生活用電價格。與燃煤發電相比，可再生能源發電在成本上沒有競爭優勢。從經濟性上講，沒有必要發展可再生能源發電。

但是，能源安全問題和氣候變化問題是當今世界經濟發展面臨兩大難題，也是中國面臨的重大問題。大力發展可再生能源，將是解決上述兩大難題的必要措施，這也正是我國積極開發可再生能源的重要原因。

面對這種事關能源戰略全局、必須發展且前景很好，成本較高但逐步降低的行業，國家實行財政補貼政策予以扶持，建立了“可再生能源發電上網定價及補償機制”。其主要內容：一是制定可再生能源發電上網定價機制。陸上風電實行分資源區標桿上網電價，海上風電實行招標電價，太陽能光伏發電實行分區域標桿上網電價（其中分布式光伏發電實行全電量補貼政策），生物質能發電實行標桿上網電價和招標電價并存；二是可再生能源發電價格高于當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的差額部分，通過向電力用戶征收“可再生能源電價附加”（以下簡稱“電價附加”）加以解決；三是可再生能源發電上網補償政策，包括稅收政策和全額保障性收購政策等。其中稅收政策主要有“增值稅即征即退50%的稅收優惠政策”，所得稅“三免三減半”政策。

可再生能源發電項目的補貼資金來源是可再生能源發展基金，可再生能源發展基金的來源則是電價附加。

《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》規定“電價補貼”包括：可再生能源發電項目上網電價高于當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的部分、國家投資或補貼建設的公共可再生能源獨立電力系統運行維護費用高于當地省級電網平均銷售電價的部分，以及可再生能源發電項目接網費用等。并規定可再生能源電價補貼計入電網企業銷售電價，由電網企業收取，單獨記賬，專款專用。

根據《可再生能源電價附加補貼資金管理暫行辦法》，補貼項目需要申請納入補貼目錄。納入補貼目錄需具備以下條件：1）按照國家有關規定已完成核準，且已經過國家能源局審核確認；2）符合國家可再生能源價格政策，上網電價已經價格主管部門審核批復；3）按屬地原則向項目所在地省級財政、價格、能源主管部門提出補貼申請，省級財政、價格、能源主管部門初審后聯合上報財政部、國家發展改革委、國家能源局。

可再生能源發電項目的收入來源分兩部分：一是按照燃煤發電標桿上網電價（0.3614元/千瓦時）從電網企業取得的收入；二是國家財政提供的電價補貼。

（二）電價補貼對銀行信貸決策帶來的影響

銀行經營的原則是安全性，流動性和和效益性。銀行信貸管理的原則是安全性，即按照貸款合同規定的時間收回貸款本金和利息。

從銀行信貸投向的選擇方法來看，一看行業發展方向，二看國家政策是否支持，三看企業經營狀況。從行業看，2015年風電、光伏和生物質能發電裝機規模僅占全部并網裝機的13%，與《中國風電發展路線圖2050（2014版）》確定的2030年達到17%的目標相比還有不小的差距，因此可再生能源發電行業還有很大的發展空間；從政策看，可再生能源發電行業是國家能源結構調整、解決能源安全的重要途徑，也是經濟新常態下國家支持的重點發展領域，受到國家政策的大力支持。

補貼資金的變化對銀行信貸決策的影響主要表現在兩個方面：一是銀行從補貼資金量的多少判斷國家對可再生能源發電行業的支持力度，從而決定銀行貸款策略；二是補貼資金到位的及時性決定了銀行對該行業貸款的管理方式。

三、可再生能源電價補貼對銀行貸款風險的影響

（一）目前可再生能源發電行業存在的問題

目前可再生能源發電行業除了存在棄風、棄光現象之外，存在的主要問題：一是這幾年來可再生能源發電行業發展過快、建設項目過多；二是可再生能源發電投資大、發電成本高，需要國家財政提供的電價補貼資金量大；三是電價補貼由于部分資金不能及時到位，在某些省份已經造成了一些不良貸款，降低了銀行支持可再生能源發電行業的積極性。

（二）可再生能源電價補貼資金量和補貼時間對銀行貸款質量帶來的影響

一是對銀行貸款質量的影響。發電項目收入中25%～40%來自于電價補貼。如果電價補貼資金充足，補貼資金能及時到位，企業就能按時歸還銀行貸款本息；如果沒有電價補貼或電價補貼資金長期有缺口，企業僅僅能支付人員工資和銀行貸款利息，歸還本金的可能很小，此時銀行將會出現大量的不良貸款，這樣銀行將不會向可再生能源發電項目貸款，反過來又會影響國家調整能源結構的戰略構想。

二是對銀行貸款期限的影響。企業要想獲得電價補貼，必須先進入《可再生能源電價附加資金補貼名錄》，但是國家發布電價附加資金補貼名錄的時間是不確定的，它視電價附加資金量而定。如果資金充足，資金補貼名錄發布就很及時，否則就滯后，現在最新的資金補貼名錄還是2014年8月2日發布的第五批，第六批尚在征集過程當中。目前從項目建成到拿到財政補貼要2年以上，對銀行來說，企業建成后前兩年無法還款，原定的貸款期限無法執行。

（三）電價附加收入資金預測

1.電價附加征收范圍。根據財綜（2011）15號《可再生能源發展基金征收使用管理暫行辦法》，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后的銷售電量征收，征收范圍的銷售電量包括：1）省級電網企業（含各級子公司）銷售給電力用戶的電量；2）省級電網企業扣除合理線損后的躉售電量；3）省級電網企業對境外銷售電量；4）企業自備電廠自發自用電量；5）地方獨立電網銷售電量（不含省級電網企業銷售給地方獨立電網的電量）；6）大用戶與發電企業直接交易的電量。即：除農業用電和居民用電以外，其他用電都需征收可再生能源電價附加。

2.電價附加征收標準。發改價格[2015]3105號《國家發展改革委關于降低燃煤發電上網電價和一般工商業用電價格的通知》將可再生能源電價附加征收標準提高到0.019元/千瓦時。

3.預測依據。2015年我國全社會用電量55500億kwh，征收電價附加的電量（即第二產業用電量+第三產業用電量）為47204億kwh，同比下降0.2%。電力消費增速下降的主要原因是經濟增長方式轉變，這種變化是經濟新常態的基本特征，本文預計這種趨勢將會持續。因此，電量增長率按年下降0.2%計算。預計2016年～2020年，電價附加收入分別為895億元，893億元，892億元，890億元和888億元。

（四）電價補貼資金支出預測

按照《可再生能源電價附加補貼資金管理暫行辦法》，可再生能源補貼對象包括：可再生能源發電項目（主要包含風電、光伏發電、生物質能項目）、可再生能源發電接網工程和公共可再生能源獨立電力系統。

1.補貼標準。第一，發電項目。2015年全國燃煤發電標桿上網電價平均為0.3614元/千瓦時，根據發改價格（2015）3044號《國家發展改革委關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知》和國家能源局對2016年-2020年可再生能源發電上網價格的預測，以此計算出風電、光伏、生物質能發電補貼最新標準。

①風力發電：2016年～2020年，風電平均補貼標準分別為0.16元/kwh，0.16元/kwh，0.13元/kwh，0.10元/kwh和0.08元/kwh；

②光伏發電

A、光伏并網發電補貼標準：2016年～2020年補貼標準分別為0.55元/kwh，0.53元/kwh，0.51元/kwh，0.49元/kwh和0.47元/kwh；

B、分布式光伏發電補貼標準：0.42元/kwh；

③生物質能：平均補貼0.1元/kWh；

第二，接網工程。補貼標準為50公里以內0.01元/kwh，50～100公里0.02元/kwh，100公里及以上0.03元/kwh，全國平均補貼資金約為0.01元/千瓦時。

第三，獨立電力系統。補貼標準平均為4000元/kw年。

2.2016～2020年各年度可再生能源發電或建設規模預測。第一，風電：2015年末我國風電項目累計核準容量21600萬千瓦，累計并網容量12900萬千瓦，全國風電平均利用小時數1728小時。風電項目的建設周期大約為1年，因此，2016年底的累計并網容量將達到17250萬千瓦，2017年將達到21600萬千瓦，超過了《中國風電發展路線圖2050（2014版）》所預測的基本情景（最低目標），極有可能在2020年達到積極情景的預測目標，即風電裝機容量達到30000萬千瓦。以此估算，2018～2020年風電年增長率11.57%。全國風電發電小時按1700小時計算。

第二，光伏。2015年末光伏發電累計裝機4318萬千瓦，其中光伏電站3712萬千瓦，分布式光伏606萬千瓦，全國平均利用小時數為1133小時。依據《能源發展戰略行動計劃（2014～2020）》，光伏裝機在2020年將達到10000萬千瓦（其中光伏電站8335萬千瓦，分布式光伏1665萬千瓦），預計2016～2020年光伏電站裝機規模年均增長17.56%，分布式光伏年均增長22.40%。全國年均利用小時數按1130小時計算。

第三，生物質能。2015年末生物質能裝機規模1300萬千瓦，年均發電小時3000小時。根據《可再生能源中長期發展規劃》，2020年生物質能裝機達到3000萬千瓦，2016～2020年年均增長18.21%。

第四，接網工程和電力系統。假設建設電接網工程的上網電量占可再生能源發電量合計（風電+光伏+生物質能）的50%，補貼價格0.01元/kwh；2015年獨立電力系統裝機0.53萬千瓦，年均增長20%，補貼標準4000元/千瓦。

經計算，2016～2020年，電價補貼支出合計分別為848億元，1024億元，1032億元，1028億元和1061億元；2015年～2020年，（電價附加收入-電價補貼支出）累計分別為-330億元，-282億元，-413億元，-554億元，-692億元和-865億元。

計算結果說明：可再生能源電價補貼資金存在缺口將是長期的，而且資金缺口是在逐年加大的，這對可再生能源發電項目和銀行都有潛在的風險。對可再生能源發電項目來說，拿到補貼資金的時間將會推遲，至于要推遲多久還難以預料；對銀行貸款來說，建成后2～3年出現不良的可能性急劇提高。

四、銀行對可再生能源發電行業的信貸風險防范措施

（一）客戶選擇方面

選擇母公司實力強或股東實力強的客戶，要求母公司或股東有代償能力。主要原因是補貼資金到位有可能滯后2～3年，這期間企業將無法按時歸還銀行貸款，需要母公司或股東代為償還。

（二）貸款期限安排方面

如果母公司或股東拒絕代償，就需要提前做好貸款期限的安排。在貸款項目評估階段，不考慮項目經營期前2～3年應該償還的貸款額，這實際是預先設計了2～3年的寬限期，在寬限期內，企業只付息不還本。此后有兩個選擇：一是在貸款合同中約定，收到前2～3年電價補貼后，一次歸還前幾年應償還貸款，這樣原貸款償還期不變；二是從第3～4年開始，按照貸款評估的還款金額還款，實際是將項目的貸款期限延長了2～3年。

（三）擔保方式方面

一是對于五大電力集團下屬的可再生能源發電項目可采用信用擔保方式或電力收費權質押方式；二是對其他集團成立的可再生能源發電項目，優先選擇母公司或股東作為保證人，承擔連帶責任保證。三是在母公司或股東保證能力不足的情況下，可以選擇政府成立的擔保公司提供一部分補充擔保；四是在以上方案都無法實施時，可以選擇抵押擔保方式。在抵押物選擇上，優先選擇商業用地，不足時再增加部分建筑物或其他資產。

參考資料

[1]《可再生能源法》.

[2]《國家能源發展戰略行動計劃》（2014-2020年）.

[3]發改價格（2013）1638號《國家發展改革委關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知》.

[4]財綜（2011）15號《可再生能源發展基金征收使用管理暫行辦法》.

[5]《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》.

[6]財建[2012]102號《可再生能源電價附加補貼資金管理暫行辦法》.

[7]《中國風電發展路線圖2050（2014版）》.

[8]發改價格（2015）3044號《國家發展改革委關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知》.

[9]國能新能（2016）54號《關于建立可再生能源開發利用目標引導制度的指導意見》.

[10]發改能源[2016]625號《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》.

作者簡介：許煜姍（1994-），女，漢族，陜西漢中人，就讀于廣西大學，金融學專業。