可再生能源发电行业补贴与银行信贷风险关系分析

【摘要】《国家能源发展战略行动计划》（2014～2020年）确定了我国在2020、2030年非化石能源占一次能源消费比重要分别达到15%、20%的能源发展战略目标；2016年又制定了《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》和《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》。在目前银行面临不良贷款率上升和可投资项目减少双重压力的背景下，可再生能源行业成了各家银行选择的投资重点，政府和银行均加快了风电、光伏等可再生能源项目的审批和投资速度。集中性的投资隐藏着巨大的风险，很多银行并没有认识到这个问题，也没有预先采取相应的对策。

本文根据2015年风电、光伏发电、生物质能发电装机规模和国家确定的2020年发展目标及最新的风电光伏发电上网标杆电价政策，预测2016～2020年三种发电规模年增长率和电价附加收入与电价补贴支出的差额，揭示政策变化给银行贷款带来的风险，并提出化解风险的办法。

【关键词】能源发展 信贷风险 投资重点

一、引言

可再生能源发电是指风力发电、太阳能发电、生物质能发电、地热能发电和海洋能发电。我国的风力发电始于20世纪50年代后期，2008年后进入大规模发展阶段；太阳能发电（以下简称光伏发电）始于1998年，2013年国家将全国分为三类太阳能资源区，制定了相应光伏电站标杆上网电价；生物质能发电起步较晚，2006年以后我国的生物质能发电行业才开始壮大。由于可再生能源发电成本较高，国家对可再生能源发电项目实行补贴政策。

二、国家可再生能源电价补贴（以下简称“电价补贴”）资金与银行可再生能源发电项目贷款安全性的关系

近几年来，银行在可再生能源发电行业贷款规模原来越大。比如某银行省分行，2014年可再生能源发电项目新增贷款占当年公司类年度新增贷款的19.2%，2015年则占36.4%，再生能源发电项目贷款余额占到全部贷款余额的9.3%。

（一）需要电价补贴的原因及情况分析

与西方国家相比，我国可再生能源发电行业设备制造技术水平低、价格高，造成可再生能源发电项目投资大、需要银行贷款量大、电力成本高。例如，一个5万千瓦的发电厂，风电需投资4亿元，银行贷款3亿元，经营期前三年平均成本0.60元/kwh；光伏发电需投资4.8亿元，银行贷款3.6亿元，经营期前三年平均成本0.71元/kwh。发电成本不仅远高于目前燃煤发电平均标杆上网电价（0.3614元/千瓦时），甚至高于同区域内居民生活用电价格。与燃煤发电相比，可再生能源发电在成本上没有竞争优势。从经济性上讲，没有必要发展可再生能源发电。

但是，能源安全问题和气候变化问题是当今世界经济发展面临两大难题，也是中国面临的重大问题。大力发展可再生能源，将是解决上述两大难题的必要措施，这也正是我国积极开发可再生能源的重要原因。

面对这种事关能源战略全局、必须发展且前景很好，成本较高但逐步降低的行业，国家实行财政补贴政策予以扶持，建立了“可再生能源发电上网定价及补偿机制”。其主要内容：一是制定可再生能源发电上网定价机制。陆上风电实行分资源区标杆上网电价，海上风电实行招标电价，太阳能光伏发电实行分区域标杆上网电价（其中分布式光伏发电实行全电量补贴政策），生物质能发电实行标杆上网电价和招标电价并存；二是可再生能源发电价格高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分，通过向电力用户征收“可再生能源电价附加”（以下简称“电价附加”）加以解决；三是可再生能源发电上网补偿政策，包括税收政策和全额保障性收购政策等。其中税收政策主要有“增值税即征即退50%的税收优惠政策”，所得税“三免三减半”政策。

可再生能源发电项目的补贴资金来源是可再生能源发展基金，可再生能源发展基金的来源则是电价附加。

《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》规定“电价补贴”包括：可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、国家投资或补贴建设的公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分，以及可再生能源发电项目接网费用等。并规定可再生能源电价补贴计入电网企业销售电价，由电网企业收取，单独记账，专款专用。

根据《可再生能源电价附加补贴资金管理暂行办法》，补贴项目需要申请纳入补贴目录。纳入补贴目录需具备以下条件：1）按照国家有关规定已完成核准，且已经过国家能源局审核确认；2）符合国家可再生能源价格政策，上网电价已经价格主管部门审核批复；3）按属地原则向项目所在地省级财政、价格、能源主管部门提出补贴申请，省级财政、价格、能源主管部门初审后联合上报财政部、国家发展改革委、国家能源局。

可再生能源发电项目的收入来源分两部分：一是按照燃煤发电标杆上网电价（0.3614元/千瓦时）从电网企业取得的收入；二是国家财政提供的电价补贴。

（二）电价补贴对银行信贷决策带来的影响

银行经营的原则是安全性，流动性和和效益性。银行信贷管理的原则是安全性，即按照贷款合同规定的时间收回贷款本金和利息。

从银行信贷投向的选择方法来看，一看行业发展方向，二看国家政策是否支持，三看企业经营状况。从行业看，2015年风电、光伏和生物质能发电装机规模仅占全部并网装机的13%，与《中国风电发展路线图2050（2014版）》确定的2030年达到17%的目标相比还有不小的差距，因此可再生能源发电行业还有很大的发展空间；从政策看，可再生能源发电行业是国家能源结构调整、解决能源安全的重要途径，也是经济新常态下国家支持的重点发展领域，受到国家政策的大力支持。

补贴资金的变化对银行信贷决策的影响主要表现在两个方面：一是银行从补贴资金量的多少判断国家对可再生能源发电行业的支持力度，从而决定银行贷款策略；二是补贴资金到位的及时性决定了银行对该行业贷款的管理方式。

三、可再生能源电价补贴对银行贷款风险的影响

（一）目前可再生能源发电行业存在的问题

目前可再生能源发电行业除了存在弃风、弃光现象之外，存在的主要问题：一是这几年来可再生能源发电行业发展过快、建设项目过多；二是可再生能源发电投资大、发电成本高，需要国家财政提供的电价补贴资金量大；三是电价补贴由于部分资金不能及时到位，在某些省份已经造成了一些不良贷款，降低了银行支持可再生能源发电行业的积极性。

（二）可再生能源电价补贴资金量和补贴时间对银行贷款质量带来的影响

一是对银行贷款质量的影响。发电项目收入中25%～40%来自于电价补贴。如果电价补贴资金充足，补贴资金能及时到位，企业就能按时归还银行贷款本息；如果没有电价补贴或电价补贴资金长期有缺口，企业仅仅能支付人员工资和银行贷款利息，归还本金的可能很小，此时银行将会出现大量的不良贷款，这样银行将不会向可再生能源发电项目贷款，反过来又会影响国家调整能源结构的战略构想。

二是对银行贷款期限的影响。企业要想获得电价补贴，必须先进入《可再生能源电价附加资金补贴名录》，但是国家电价附加资金补贴名录的时间是不确定的，它视电价附加资金量而定。如果资金充足，资金补贴名录就很及时，否则就滞后，现在最新的资金补贴名录还是2014年8月2日的第五批，第六批尚在征集过程当中。目前从项目建成到拿到财政补贴要2年以上，对银行来说，企业建成后前两年无法还款，原定的贷款期限无法执行。

（三）电价附加收入资金预测

1.电价附加征收范围。根据财综（2011）15号《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》，电价附加在除自治区以外的全国范围内，对各省、自治区、直辖市扣除农业生产用电后的销售电量征收，征收范围的销售电量包括：1）省级电网企业（含各级子公司）销售给电力用户的电量；2）省级电网企业扣除合理线损后的趸售电量；3）省级电网企业对境外销售电量；4）企业自备电厂自发自用电量；5）地方独立电网销售电量（不含省级电网企业销售给地方独立电网的电量）；6）大用户与发电企业直接交易的电量。即：除农业用电和居民用电以外，其他用电都需征收可再生能源电价附加。

2.电价附加征收标准。发改价格[2015]3105号《国家发展改革委关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》将可再生能源电价附加征收标准提高到0.019元/千瓦时。

3.预测依据。2015年我国全社会用电量55500亿kwh，征收电价附加的电量（即第二产业用电量+第三产业用电量）为47204亿kwh，同比下降0.2%。电力消费增速下降的主要原因是经济增长方式转变，这种变化是经济新常态的基本特征，本文预计这种趋势将会持续。因此，电量增长率按年下降0.2%计算。预计2016年～2020年，电价附加收入分别为895亿元，893亿元，892亿元，890亿元和888亿元。

（四）电价补贴资金支出预测

按照《可再生能源电价附加补贴资金管理暂行办法》，可再生能源补贴对象包括：可再生能源发电项目（主要包含风电、光伏发电、生物质能项目）、可再生能源发电接网工程和公共可再生能源独立电力系统。

1.补贴标准。第一，发电项目。2015年全国燃煤发电标杆上网电价平均为0.3614元/千瓦时，根据发改价格（2015）3044号《国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》和国家能源局对2016年-2020年可再生能源发电上网价格的预测，以此计算出风电、光伏、生物质能发电补贴最新标准。

①风力发电：2016年～2020年，风电平均补贴标准分别为0.16元/kwh，0.16元/kwh，0.13元/kwh，0.10元/kwh和0.08元/kwh；

②光伏发电

A、光伏并网发电补贴标准：2016年～2020年补贴标准分别为0.55元/kwh，0.53元/kwh，0.51元/kwh，0.49元/kwh和0.47元/kwh；

B、分布式光伏发电补贴标准：0.42元/kwh；

③生物质能：平均补贴0.1元/kWh；

第二，接网工程。补贴标准为50公里以内0.01元/kwh，50～100公里0.02元/kwh，100公里及以上0.03元/kwh，全国平均补贴资金约为0.01元/千瓦时。

第三，独立电力系统。补贴标准平均为4000元/kw年。

2.2016～2020年各年度可再生能源发电或建设规模预测。第一，风电：2015年末我国风电项目累计核准容量21600万千瓦，累计并网容量12900万千瓦，全国风电平均利用小时数1728小时。风电项目的建设周期大约为1年，因此，2016年底的累计并网容量将达到17250万千瓦，2017年将达到21600万千瓦，超过了《中国风电发展路线图2050（2014版）》所预测的基本情景（最低目标），极有可能在2020年达到积极情景的预测目标，即风电装机容量达到30000万千瓦。以此估算，2018～2020年风电年增长率11.57%。全国风电发电小时按1700小时计算。

第二，光伏。2015年末光伏发电累计装机4318万千瓦，其中光伏电站3712万千瓦，分布式光伏606万千瓦，全国平均利用小时数为1133小时。依据《能源发展战略行动计划（2014～2020）》，光伏装机在2020年将达到10000万千瓦（其中光伏电站8335万千瓦，分布式光伏1665万千瓦），预计2016～2020年光伏电站装机规模年均增长17.56%，分布式光伏年均增长22.40%。全国年均利用小时数按1130小时计算。

第三，生物质能。2015年末生物质能装机规模1300万千瓦，年均发电小时3000小时。根据《可再生能源中长期发展规划》，2020年生物质能装机达到3000万千瓦，2016～2020年年均增长18.21%。

第四，接网工程和电力系统。假设建设电接网工程的上网电量占可再生能源发电量合计（风电+光伏+生物质能）的50%，补贴价格0.01元/kwh；2015年独立电力系统装机0.53万千瓦，年均增长20%，补贴标准4000元/千瓦。

经计算，2016～2020年，电价补贴支出合计分别为848亿元，1024亿元，1032亿元，1028亿元和1061亿元；2015年～2020年，（电价附加收入-电价补贴支出）累计分别为-330亿元，-282亿元，-413亿元，-554亿元，-692亿元和-865亿元。

计算结果说明：可再生能源电价补贴资金存在缺口将是长期的，而且资金缺口是在逐年加大的，这对可再生能源发电项目和银行都有潜在的风险。对可再生能源发电项目来说，拿到补贴资金的时间将会推迟，至于要推迟多久还难以预料；对银行贷款来说，建成后2～3年出现不良的可能性急剧提高。

四、银行对可再生能源发电行业的信贷风险防范措施

（一）客户选择方面

选择母公司实力强或股东实力强的客户，要求母公司或股东有代偿能力。主要原因是补贴资金到位有可能滞后2～3年，这期间企业将无法按时归还银行贷款，需要母公司或股东代为偿还。

（二）贷款期限安排方面

如果母公司或股东拒绝代偿，就需要提前做好贷款期限的安排。在贷款项目评估阶段，不考虑项目经营期前2～3年应该偿还的贷款额，这实际是预先设计了2～3年的宽限期，在宽限期内，企业只付息不还本。此后有两个选择：一是在贷款合同中约定，收到前2～3年电价补贴后，一次归还前几年应偿还贷款，这样原贷款偿还期不变；二是从第3～4年开始，按照贷款评估的还款金额还款，实际是将项目的贷款期限延长了2～3年。

（三）担保方式方面

一是对于五大电力集团下属的可再生能源发电项目可采用信用担保方式或电力收费权质押方式；二是对其他集团成立的可再生能源发电项目，优先选择母公司或股东作为保证人，承担连带责任保证。三是在母公司或股东保证能力不足的情况下，可以选择政府成立的担保公司提供一部分补充担保；四是在以上方案都无法实施时，可以选择抵押担保方式。在抵押物选择上，优先选择商业用地，不足时再增加部分建筑物或其他资产。

参考资料

[1]《可再生能源法》.

[2]《国家能源发展战略行动计划》（2014-2020年）.

[3]发改价格（2013）1638号《国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》.

[4]财综（2011）15号《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》.

[5]《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》.

[6]财建[2012]102号《可再生能源电价附加补贴资金管理暂行办法》.

[7]《中国风电发展路线图2050（2014版）》.

[8]发改价格（2015）3044号《国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》.

[9]国能新能（2016）54号《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》.

[10]发改能源[2016]625号《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》.

作者简介：许煜姗（1994-），女，汉族，陕西汉中人，就读于广西大学，金融学专业。