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　　國內風電、光伏發展逾十年，2018年底風電累計并網裝機1.84億千瓦，發電量3660億千瓦時，占全部發電量的5.2%;光伏發電裝機1.74億千瓦，發電量1775億千瓦時，占全部發電量2.52%。曾經微不足道的新能源發電不再是小眾能源，已經足以影響電力系統平衡，影響能源發展秩序。

 

　　超乎管理者預期，財政補貼缺口越來越大。目前，國內新能源補貼缺口超過1000億元，預計到2030年補貼累計將超過1萬億元。為解決這一棘手問題，國家能源管理部門從價格政策、指標管理、市場監管等方面入手，希望加速推動新能源行業平價上網。

 

　　近期，財政部、發改委、能源局組織座談會征求各方意見，擬調整光伏管理政策，提出以財政補貼為上限確定光伏裝機總量，企業以競價方式參與財政補貼分配，以此緩解補貼壓力、倒逼光伏產業鏈降低工程造價。與此同時，國內風電業已明確通過競價方式獲取指標，引入市場競爭機制，引導補貼退坡。

 

　　補貼退坡是既定政策方向，補貼拖欠則是沉重的現實。目前，新能源發電項目普遍面臨2年以上的財政補貼拖欠，數億元，甚至上百億的應收賬款躺在財務賬本上，應收賬款在總資產中的占比不斷提高。這種狀況令新能源行業上下焦慮不已。

 

　　上市公司公告顯示，截止2018年三季度末，在央企新能源運營商中，華能新能源、龍源電力應收賬款已經超過100億元;民營企業中，2018年上半年林洋能源光伏發電補貼應收賬款13.38億元，占營業收入83%;陽光電源應收賬款57.04億元，這一數值遠遠大于當期公司營業收入38.95億元。

 

　　現金流是新能源企業的生命線。從影響新能源項目現金流入、流出的因素分析，電費收入是項目現金流流入的核心，現金流流出以財務費用、運營費用為主。按照現行電價機制，新能源度電收入中超過當地燃煤標桿電價的部分均由財政補貼轉付。新能源財政補貼的唯一來源是電價附加1.9分/千瓦時。

 

　　分析各類新能源對財政補貼的依賴程度，海上風電>生物質發電>光伏發電>陸上風電。其中，陸上風電度電補貼在0.15元左右，占度電光伏度電補貼在0.23-0.3元，生物質發電度電補貼為0.35-0.45元，海上風電度電補貼最高，在0.45元/千瓦時左右，占度電價格50%以上。

 

　　新能源是優質資產，補貼拖欠是行業共性問題。如果不考慮補貼拖欠影響，新能源發電的主要財務指標——毛利率、凈利率、利潤總額、ROE(凈資產收益率)等均處于領先水準。以內蒙古某風電項目為例，測算顯示項目毛利率75%，凈利率59%，凈資產收益率38%。這些指標接近甚至優于貴州茅臺。數據顯示，2018年三季度貴州茅臺毛利率91.12%，凈利率50.86%，凈資產收益率24.93%。

 

　　從新能源運營主體所處狀況看，補貼拖欠是行業共性問題。2018年9月底某央企所屬新能源開發公司新能源補貼到付率不到10%。不同的是，央企企業對于補貼拖欠的抗壓能力要遠遠高于民營企業。我們在調研中，接觸到越來越多因補貼不到位而變賣新能源資產的項目業主，有的企業甚至選擇申請破產清算，緩解企業經營壓力。

 

　　2018年7月，生物質發電企業山東琦泉集團(全國排名第三)上書財政部紀檢組，反映財政補貼拖欠問題，一時引起管理部門關注。彼時，企業面臨銀行抽貸、資金鏈斷裂、生物燃料采購困難等重重問題，無奈之下選擇向財政部門“告狀”。

 

　　有鑒于此，新能源企業在投資決策之初，就應該充分考慮補貼拖欠帶來的財務費用增加、現金流緊張等狀況，推演項目在20年全生命周期的現金流入、流出，規避經營風險。

 

　　新能源企業應該比以往任何時候關心補貼到付率。在現金流壓力面前，新能源企業更希望提高補貼到付率，縮短補貼撥付周期，即便降低度電補貼標準。尤其是在當前的經濟環境下，現金流比什么時候都重要。

 

　　唯有平價上網新能源企業才能擺脫補貼拖欠。在當前新能源工程造價、發電小時數、上網電價條件，對于多數項目而言，平價上網并非易事。以蒙東(二類資源區)為例，財務測算顯示，在6500元/千瓦的工程造價下，不考慮其他成本降低、市場交易引起電價波動因素，3100-3200小時是蒙東風電平價上網的底線。2018年該地區風電平均利用小時數為2206小時，增加1000小時在消納、調度上仍存在一定難度。

 

　　除此外，新能源行業唯有自強自立，通過產業鏈協同，降低工程造價和運營成本。這一點，光伏產業鏈在技術驅動下成本下降的速度要快于風電，風電、光伏之間的競爭也剛剛開始。