2月底，能源局發布《關于2021年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知（征求意見稿）》，通過主動減少存量項目補貼優先置換新增項目規模的條款引起行業廣泛討論。

爭議點主要在于核準規則轉變沖擊、大小開發商因此而加劇的優劣勢差異、是否值得置換等問題，但并未深入思考政策的可執行性、量化減補置換的代價。

由于減補置換將會對存量項目財務報表和投融資業務產生重大影響，以財務視角來解讀政策，有利于補足盲點，提早發現其不可行也不可取之處。

政策要點

關于減補置換政策，征求意見稿原文如下：

國家建立保障性并網、市場化并網等并網消納多元保障機制。

保障性并網指各地落實非水電消納責任權重所必需的新增裝機由電網企業保障并網。市場化并網指超出保障性消納規模仍有意愿并網的項目，通過自建、合建共享或購買服務等市場化方式，在落實抽水蓄能、儲熱型光熱發電、火電調峰、電化學儲能、可調節負荷等新增并網消納條件后，由電網企業保障并網。

納入保障性并網規模的項目由各省級能源主管部門以項目上網電價或同一業主在運補貼項目減補金額等為標準開展競爭性配置。優先鼓勵保障性并網規模與減補金額相掛鉤，原則上各省應有不少于三分之一的保障性并網規模定向用于存在欠補的企業以減補獲得保障性并網資格。

由此可知，2021年新增項目將分成保障性并網、市場化并網兩類。與市場化并網項目相比，保障性并網項目將會享有更好的并網確定性、更高的電價、無需或減少自配儲能投資等優勢，因此競爭更加激烈。

政策傾向上，能源局希望將新增保障性并網項目配置和存量補貼拖欠問題一并解決。對于同一業主來說，實際執行中會遇到如下障礙：

1、應收賬款質押難解

減少在運項目補貼，是核銷已經在利潤表確認收入、但尚未收回的應收補貼款。

對于新能源項目來說，應收賬款所有權上是業主的，物權上卻首先是貸款銀行/融資租賃公司的。

新能源項目普遍采用項目融資模式，長期貸款/融資租賃比例一般為靜態總投資的80%。由于項目還款來源是發電收入，應收賬款質押是取得長期貸款/融資租賃的必要條件，部分信用較弱的主體還需要提供固定資產抵押、股權質押等增信措施。

長期貸款/融資租賃一般還款期為8-15年左右。由于新能源項目密集建設是在2010年以后，目前大部分存量項目尚未完成貸款償付，應收賬款仍在質押狀態。

根據常規《應收賬款質押合同》條款，未征得質權人（如貸款銀行、融資租賃公司）書面同意，出質人（即項目業主）不得以任何方式處分合同項下收費權。

因此，除非提前償還長期貸款并解除應收賬款質押，或以其他方式與質權人達成一致，否則業主核銷應收補貼款的行為會違反質押合同約定，理論上不可行。另一方面，正是由于補貼拖欠，才導致大多數項目公司長期處于有利潤無現金的狀態，沒有足夠的現金提前償還貸款。因此，以提前還貸為前提的減補置換代價過高，事實上也不合理。

2、報表信仰崩塌

即使是集團整體具有充裕資金、可以提前還貸、解質押，應收賬款核銷仍然會對存量項目投資回報和財務報表產生重大不利影響。

雖然補貼存在延遲支付，但根據不完全統計，目前滬深港上市新能源公司中只有新天綠色能源針對補貼提取了1%的壞賬準備，其他上市新能源公司均未計提壞賬，認為可以全額收回。

尤其在2020年初財建4號文和5號文出臺后，合理利用小時數政策已經對應收補貼款做了總量調減，上市新能源公司普遍認為調減后的補貼政策能夠得到有效執行，應收補貼款可回收性上升，為不提壞賬提供了進一步的依據。

而現在，主動減補置換的做法，相當于上市公司做出了一個將100%可收回的應收賬款主動不要的決策，如不能充分證明未來潛在收益等效或更高，則是在損害上市公司股東利益，并且還給資本市場和投資人留下朝令夕改、不確定性高的印象，影響投資熱情和融資成本。

3、當期與未來不可抵消

存量項目減補貼如何兌換為新項目的優先權？政策并未詳述。

理論上會有幾種可能：比如明確一個自愿核減補貼的絕對值或比例，完成即可納入保障性并網范圍；或者在競爭較為激烈的情況下，以自愿核減補貼規模排序，多減多得、多減優先。還可以將市場化并網項目的偏低電價作為起點，如存量項目核減補貼金額可補足新項目20年電價差，則新項目可升級為保障性并網項目，享有平價。

無論采用哪種執行方式，對于一個5萬千瓦典型項目來說，核減補貼規模預計至少在2000-4000千萬元以上（相當于年均發電2000小時、國家補貼0.2元/kwh常規項目的1-2年應收補貼），否則起不到緩解補貼償付壓力的作用。對企業來說，則需在當期利潤表確認一筆2000-4000千萬元的信用減值損失。由于單體項目年均發電收入在4000-6000萬元左右、稅前利潤為1000-2000萬元左右，此筆減值損失將直接導致當期利潤為負。

雖然從投資角度可以認為，存量項目的補貼損失可以轉化為新增項目的高電價，為此總量不虧，但兩個項目存在股權和資產的獨立邊界，另外，存量項目的壞賬損失發生在當期，新增平價項目的收益需要在未來20年逐步變現，無論在時間、性質和歸屬上，均不能直接抵消。對上市新能源公司來說，單體存量項目的減值損失仍然會體現在合并報表上，影響當期業績。

4、受傷的總是第八批

對于減補置換，征求意見稿的態度并非試點，而是全面鋪開。要求原則上各省應有不少于1/3的保障性并網規模定向用于存在欠補的企業以減補獲得保障性并網資格。

從供給方來看，誰能提供大規模的應收補貼款？答案只有一個——第八批項目。

對于已經進入補貼目錄的前七批項目來說，雖有延遲，但整體上補貼款能夠得到持續支付，賬期平均延遲一年半到兩年左右；而2016年3月以后并網第八批項目，則是自始沒有取得過補貼，由于十三五后期正值光伏裝機激增期間，因此第八批項目應收補貼占全國補貼拖欠總額的比例至少在70-80%。如果第八批項目實施減補置換，相當于剛盼到付款就被攔腰砍斷。

圖1 各省2015年至今風電光伏項目新增規模/萬千瓦

而從另一方面來看，無論風電還是光伏，平價項目造價已經有明顯的下降趨勢，經過長期醞釀，新能源項目投資人也對平價是短暫的、低價時代長期的、新增項目收益率低但風險也低有了心理準備。

將存量項目補貼減少來提高新項目投資回報，則打破了行業普遍預期和項目收益率的發展規律，不僅引發新項目非理性爭奪和搶裝，也讓本已受到市場化電力交易洗刷的存量項目收益率和現金流再次受到挑戰。

綜上所述，遵循新老劃段的原則，修改減補與競爭性配置掛鉤條款。對存量項目嚴格執行合理利用小時數政策，對新增項目獨立采取競爭性配置的方式，是更符合行業預期且合理可行的方式。