12月12日，在停工整整1年后，宁夏源林生物发电有限公司董事长于占孝的电厂终于复产了。但他心里的石头并没落地。

2016年1月12日，作为宁夏唯一一家进入可再生能源电价附加资金补助目录的农林生物质发电项目，宁夏源林生物发电有限公司装机5万千瓦的生物质发电项目正式并网运行。彼时的他没有料到，在接下来的两年零八个月里，项目确定的电价补贴分文未至，直接导致企业资金链断裂，最终被迫于2017年12月11日停产。

“今年9月底终于拿到9000多万的补贴，但这一笔钱只在账面上待了一天，马上就被拿去还各方面的欠款了。一分都没剩下，并且还远远不够。为了生存，我们甚至去借了高息贷款。”于占孝说。

值得注意的是，于占孝的“遭遇”，只是宁夏乃至全国可再生能源补贴长期拖欠现状及其诱发次生问题的一个缩影。

补贴“迟到”近三年

“当时银行很看好这个项目，贷款年限是8年，年利率5.6%。”于占孝告诉记者，2014年底筹备建厂时银行给予了很大支持，项目总投资近4亿元，其中约70%来自银行贷款。

2016年1月，项目正式并网发电。按照2010年国家发改委下发的《关于完善农林生物质发电价格政策的通知》，农林生物质发电项目统一执行0.75元/千瓦时的标杆上网电价。这一标杆上网电价由两部分组成，一是当地燃煤脱硫标杆电价，二是高出当地燃煤脱硫标杆电价的部分，其中前者由电网企业支付给发电企业，后者由国家给予电价补贴。据介绍，宁夏燃煤脱硫标杆电价在0.26元/千瓦时左右。换言之，该项目的上网电价中有近2/3来自于国家的电价补贴。

“项目上马前我们曾到其他地方考察过，发现国家补贴发放比较及时，因为生物质发电在政策中属于优先保障的。这也是银行能贷款给我们的原因。”于占孝口中的“政策”，指的是2012年3月财政部、国家发改委和国家能源局联合印发的《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》。根据此管理办法，可再生能源发电企业需向所在地省级财政、价格、能源主管部门提出补助申请。省级财政、价格、能源主管部门初审后联合上报财政部、国家发改委、国家能源局，经审核后，符合条件的项目便可列入可再生能源电价附加资金补助目录。

“宁夏源林生物发电有限公司是宁夏唯一一家符合申报可再生能源补贴条件的农林生物质发电企业，我们也想多支持一下，所以在第六批补贴目录申报时我们就报上去了。”国网宁夏电力有限公司财务部电价处副处长张雷告诉记者，但由于不满足第六批目录2015年2月底前并网的要求，项目最终进入的是第七批目录。

从2012年6月起至2018年6月，我国共下发七批可再生能源电价补贴目录，其中2012—2014年下发了五批，2016年8月下发第六批目录，第七批目录2018年6月才正式下发。补贴目录的出台间隔不断拉长，企业的成本压力同步走高。“从建成投产到进入补贴目录，已经过去两年半时间。虽然3个月后补贴发放下来了，但此时财务成本早已把企业压垮。为时已晚。”张雷说。

借高息贷款“拆东补西”

由于补贴长时间缺位，宁夏源林生物发电有限公司的经营也开始出现问题。“虽然同属可再生能源，但生物质电厂要花钱买燃料，运行成本比光伏、风电高很多。”为保证生产正常进行并按期偿还银行贷款，于占孝不得不“求助”于民间高息资金。“公司从宁夏中宁县工商联农业资源商会借过钱，开始时年利率是6%，慢慢涨到10%，现在连10%也借不出来了。我还从一些小额信贷公司借过钱，年利率是22%，借了4000多万，到现在还没还完。”于占孝说他已记不清自己到底通过多少渠道借了多少钱。“只能是拆东墙补西墙。就是借利率高的还利率低的，借新还旧，边借边还。”

2017年12月，不堪重负的于占孝最终决定停工。“实在是没钱了，买不起燃料。”

尽管已停工近一年，但记者在项目现场看到，电厂的料场上依旧堆积了大量的秸秆、树枝。“这些原料是最近送过来的。当年建厂时我曾和经销商签订过长期的原料收购协议。”于占孝说，他的电厂是附近唯一能够消纳农林废弃物的地方。“经销商也知道我没钱，但是他们之前收购的这些原料也没有别的出口，大量堆积不仅占空间，还有安全隐患，只能先拿过来给我，让我先开工，费用问题等我有钱后再说。”

思前想后，于占孝决定复工，但他最关心也最担心的补贴问题依然无解。“下一次补贴发放还不知道是什么时候。一旦复产，除了原料，算上人工费用、设备折旧，在没有国家补贴的情况下，每发一千瓦时电就亏损0.37元。现在厂里有2台高温高压循环流化床锅炉，启动一台锅炉一个月的发电量就在2000万千瓦时左右，也就是说每月因此要亏损约740万元。”

优质项目遭“甩卖”

宁夏源林生物发电有限公司的“遭遇”并非个案。截至2017年底，全国生物质发电项目未列入目录的补助资金和虽已列入但未发放的补助资金累计已达143.64亿元。事实上，在补贴拖欠方面，生物质发电行业也绝非孤例。中国光伏行业协会的数据显示，截至2017年底，我国可再生能源补贴拖欠累计达1127亿元，其中光伏发电455亿元。预计2018年补贴缺口将继续扩大，其中光伏发电将达到700亿元。

补贴无着落，高度依赖补贴的可再生能源企业如何“求生”？据记者了解，除了“拆东补西”或干脆停产外，有的进入补贴目录但拿不到补贴的企业甚至选择了直接“甩卖”电站。

据中利集团相关知情人士向记者透露，早在两年前，他们集团就开始着手出售光伏电站资产。“有些电站建设得非常早，也进入了前几批目录，有些项目电价高达1.25元/千瓦时。这些好项目都无奈卖掉了。接手的大多是央企，毕竟央企抵御补贴拖欠风险的能力更强。”

虽然项目早已出手，但资金却并未如数到账。“在收购之初就已约定，对方先支付一部分资金，后续待国家补贴到账再支付剩下的部分。由于补贴一拖再拖，中利集团出售的光伏电站中有30多亿元资金到现在还没有收回。”上述知情人士进一步表示，目前中利集团自行持有的光伏电站中，仍有超60万千瓦的规模尚未完全领到国家补贴。“初步估算，相应的拖欠款金额在2亿元左右。”

通威集团一位不愿具名的相关负责人也表示：“由于目前可再生能源电价补贴长期拖欠，这几年集团内部一直都在踩刹车，凡是没有解决中长期低成本资金来源的项目绝对不能大干。从整个光伏行业来看，通威被拖欠的补贴在10亿元左右，这还不算多，有的企业已经达到上百亿元了。”

对于“抵御补贴拖欠风险能力更强”的央企而言，也只能被迫接受“国家没钱”的现实。据国内某从事风电开发的大型央企知情人透露，补贴一拖十八九个月的情况大量存在。“各方面都非常积极在争取，电网也从不拖延，国家的补贴一到账，电网当天就可以下发到企业，但最关键的就是现在国家没钱给我们。”为此，大量被拖欠的补贴只能计入应收账款，“财务成本肯定会增加，但我们也只能等待，等到国家有能力拨付的那天。”

开源节流

“其实补贴缺口大本是一件好事，说明在政策的拉动下，可再生能源产业的发展远远好于预期。”上述通威集团相关负责人说：“就像父母希望通过多发零用钱的方式鼓励孩子好好学习一样，要求至少考到60分，结果孩子一努力考了120分。”

《可再生能源法》规定，可再生能源发电价格高出常规能源发电价格部分，在全国范围内进行分摊。据此，国家在销售电价中征收可再生能源电价附加，作为可再生能源发展基金。征收标准从2006年的0.1分/千瓦时逐步提高到现行的1.9分/千瓦时。

“目前，我国每年应收取的可再生能源附加资金超过1200亿元，但实际上只收上来700多亿元，例如自备电厂约一万亿千瓦时电涉及的200多亿元补贴就没有到位。该收的没有完全收上来。”国家能源咨询委员会委员、中国能源研究会可再生能源专业委员会主任委员李俊峰表示，要想尽快解决可再生能源补贴的巨大缺口，必须要开源节流。

在“开源”方面，“除了把该收的收上来，还要调整可再生能源附加的征收标准，每千瓦时电调高五厘就可以增加约300亿元的补贴款。此外，财政也可以追加预算，问题是可以解决的。”李俊峰说。

在“节流”方面，李俊峰表示，要多方携手调整可再生能源的补贴边界和力度。“分布式光伏补贴是0.37元/千瓦时，可以考虑降低一些；垃圾发电项目严格来说并不属于可再生能源领域，可以让地方环保部门承担补贴这类问题都应当梳理一下，该补的要补，该降的要降，该退的要退。”

值得注意的是，随着可再生能源平价上网渐行渐近，补贴退坡也已是大势所趋。国家发改委能源研究所原所长韩文科指出，在可再生能源电力趋近“平价”的过程中，要有一个科学合理的过渡性安排，“不是完全不给可再生能源优惠，而是可以考虑从土地、审批立项等方面，给予可再生能源项目优先发展的便利性。”

李俊峰坦言，随着可再生能源的加速大发展，补贴缺口只会越来越大，解决补贴拖欠的问题“宜早不宜迟”。“这就好比我们为7岁的小姑娘做了条裙子，但现在小姑娘已经18岁了，不能还穿这条裙子。所以，现在应该积极行动，探索从制度和机制上解决问题，而不是得过且过。各种障碍肯定很多，但是只要努力，办法总比问题多。”

社评：不要让“帮扶”政策“误伤”企业

众所周知，创新、协调、绿色、开放、共享的“五大发展理念”，是我国实现既定发展目标，破解发展难题，厚植发展优势的顶层设计，标志着新时代的发展思路、发展方向、发展着力点。从这个意义上说，有鲜明“绿色”以及“创新”“协调”标志的可再生能源发电补贴，本是立意高远的“帮扶”之策，如今却戏剧性地变成了“拖后腿”，让兴致勃勃走在绿色前沿的企业叫苦不迭，甚至断了活路——这实在令人扼腕痛惜。

可再生能源发电补贴拖欠早已不是新鲜事，目录一批一批地下，补贴一年一年地拖，行业已习以为常。但事关企业生存，事关国家有关部门的信用，更事关环保产业的良性发展，不能再听之任之了。

显然，补贴从目录制订到按时发放之间的多个环节已生“病灶”——并网的项目不知何时能够进入补贴目录，进了目录不知何时可以拿到补贴，拿到补贴也不知下一笔何时到账……从一亿元到十亿元，从十亿元到百亿元，从第六批可再生能源电价附加资金补助目录开始，可再生能源发电项目从并网到确定进入目录最快也要滞后18个月，补贴实际到手又要推后。换言之，企业拿到补贴已是一年半甚至两年之后的事情了。大大小小的可再生能源发电企业承受着巨额补贴拖欠，这让视资金流为生命的企业情何以堪？

我们且试着把把脉。

首先，建设之初已经过审批或备案，要拿补贴为何先要进目录？原因是钱少人多，得排队等号。再问，囊中羞涩原因何在？收得太少，花得太多，入不敷出。可再生能源电价附加征收标准十余年来确曾一再上调，但即便是从此前的0.1分/千瓦时上调至如今的1.9分/千瓦时，也难以满足可再生能源产业飞速发展的补贴需求。

产业发展得快，导致补贴发放捉襟见肘——这里面不乏积极因素。但从中也提醒我们，决策部门预见性有待增强。

病因不难找，开源、节流并举便成了业界共识：开源方面，一是清理旧账，企业呼吁严格征收管理，该征收的集中追缴不可手软；二是出台新规，适当提高征收标准，可再生能源附加相应提高。

而节流方面，补贴退坡的呼声也早已不绝于耳。今年4月，青海格尔木光伏发电应用领跑基地开标，0.31元/千瓦时的中标电价创造出中国光伏投标电价最低纪录。近日，广东、宁夏也相继出台风电项目竞争配置办法，电价已成重要竞争条件。“竞价上网”“平价上网”正在步入“最后一公里”角逐。

增收节支之外，辅助政策开始登场。比如试行可再生能源绿证自愿认购启动，但“雷声大雨点小”，收效甚微，1年多来成交率不足1%。实在难解“燃眉之急”。

展望未来，随着技术进步、成本下行，可再生能源摆脱补贴依赖或只是时间问题，但当下可再生能源行业仍难以离开补贴而“自立”，巨大的补贴缺口仍需弥合，政府承诺仍需兑现。

积重难返，不得不“返”。急需各方积极理性推动问题的解决，为行业营造良好的发展生态和发展预期。比如，重新审视地方“土政策”，避免各行其是，加强征收和使用各环节管理，做到应收尽收；简化企业获取补贴流程，提高可再生能源电价补贴收入，并力争当年收入当年补贴，尽可能做到及时发放；建立鼓励企业技术创新的机制，以使补贴额度逐年降低，争取可再生能源上网电价尽快达到常规电力水平……只要重视，办法总比困难多。更何况这事关新时代发展理念的落实，可不惕惧乎？