可再生能源补贴拖欠的“悬而未决”成为新能源企业近期频繁出售电站资产的“导火索”。

民营企业如协鑫、晶科早年间的电站持有量都比较大，长期的拖欠对企业的现金流造成巨大的负担。进入2018年10月后，相关企业加速出售电站资产，以期缓解压力。

8月15日，一位不愿具名的行业观察人士告诉记者，新能源补贴拖欠的连锁效应正在放大，民企断供的状况已经出现，解决这一问题的出路是电站转让。“但更令人担心的是，央企作为新能源电站的兜底方，也没有太多余粮”。

上述人士称，这应该是相对普遍的现象，未来两年内，光伏电站、风电场的频繁出售大概率仍将持续。

对于行业翘首以待的第八批可再生能源补贴目录，记者从知情人士处获悉，相关工作目前为“待定”状态，何时启动尚不可知。

而一位地方财政部门的人士则认为启动第八批补贴，短时间看来不太现实，原因在于2019年财政收入的困难，在刚刚过去的七月，税收收入同比出现负增长。

从2012年6月至2018年六月，我国共下发了七批可再生能源补贴目录。根据领航智库的初步测算，前7批纳入目录的新能源项目每年补贴需求在1500亿元以上，每年可再生能源附加征收补贴金额在800亿元上下，随着新能源并网装机的增加，补贴缺口不断沉积。2017年年底，新能源发电补贴缺口累计达1127亿元，2018年补贴缺口累计在2000亿元，预计到2030年将超1万亿元，年度补贴需求也将在2025年前后达到高峰。

财务成本之重

从2018年10月起，新能源企业出售电站资产的脚步便有所加快。

以全球第二大光伏电站运营商协鑫新能源为例，2018年10月，协鑫新能源向中广核太阳能出售160兆瓦光伏电站项目的80%股权及对应股东贷款。在随后的12月，又向三峡新能源出售140兆瓦光伏电站项目的所有股权。通过上述两项交易，协鑫新能源所得款项为5.57亿元，其负债也由此缩减约18.33亿元。

时间进入2019年，协鑫新能源出售电站资产的动作仍未停止。2019年3月，即向五凌电力出售约280兆瓦光伏电站项目的55%股权，代价约人民币3.35亿元，并缩减负债约人民币16亿元。

5月，协鑫新能源向上海榕耀新能源出售共计977兆瓦光伏电站的70%股权，连同70%的股东贷款，这项交易预期年内完成，将为协鑫新能源带来约20.6亿元现金流，并减少负债约58亿元。

随即在6月，来自保利协鑫的一则公告称拟将其控股子公司协鑫新能源51%的股权转让给华能集团，将公众对此的关注推至最高点。

最新的一起融资进展则是8月22日，协鑫新能源与国家开发银行香港分行就总计1.3亿美元的定期贷款融资订立融资协议，融资协议项下借款之最后还款日期为首次动用融资日期后24个月届满当日。

这一系列动作背后的主要原因即是补贴拖欠导致的企业现金流承压。新能源电站的运营兼备资本密集型与高资产负债比率两大特点，大规模的补贴延缓拨付使拥有大量存量项目的发电企业的现金流面临严峻考验。

上述行业观察人士表示，2017年3月，财政部启动第七批新能源补贴目录的申报，次年6月第七批补贴目录公布。按照相关部门的安排，只有2016年3月底前并网的项目才获得补贴发放的资格。而在这之后并网的项目，目前补贴拖欠的时间已有3年。

由此，他给记者算了一笔账，以五万千瓦装机的风场一年的发电量为例，按照风电平均利用小时数2000小时计算，一年的发电量是1亿千瓦，按照过去5毛钱的标杆电价计算，企业只能拿到其中的3毛钱左右，这就意味着有大约一半的收益仅在账面体现，企业应收账款飙升。

而民营企业的融资成本比较高，尤其是新建的电站，5万千瓦时的风场，按照每千瓦时7000元的造价计算，需要3.5个亿的投资总额，其中20%为自有资金，其余则为银行贷款。2.8亿的贷款总额按照10%的利率计算，一年的财务费用就需要2800万。“从收益角度看，1亿千瓦时的发电量乘以电价，一年下来能获得3000万左右的收入，勉强和财务成本持平，还不包括其余的非技术成本在内”。

一位有多年光伏行业从业经验的人士告诉记者：“电站投资建设一般是一次性投入较大的，并且在行业内自有资金一般是20%~30%，剩下的都是银行贷款，在电价6毛~8毛的时候，企业在测算成本时，都是按照补贴正常发放的节奏来测算的。”

以100万的投资为例，其中有70万在原本的预想中是可以按时收到电费的，但是现在一些电站的补贴拖欠已经到40余月，意味着企业逼迫多承担电站建设款的70%的近四年的融资成本。

根据协鑫新能源8月6日公布的半年报，截至2019年6月30日，总借款成本为14.46亿元，同比增长22%，新增及现有借款的平均借款利率由2018年的6.5%，上升至2019年的6.9%。

与之对应的是，应收电价补贴仍在上升，截至2019年6月30日，应收电价补贴总计为88.11亿元，其中第六批或之前、第七批以及扶贫项目的应收电价补贴合计36.36亿元，申请登记第八批或之后批次合计51.75亿元。

这一数字在半年之前则为67.8亿元，其中第六批或之前、第七批以及扶贫项目的应收电价补贴合计25.44亿，其余皆为申请登记第八批或之后批次。

而目前，有关第八批的项目的申报工作是否要开启仍未有官方层面的准确说法。上述人士表示：“从2016年3月至今，补贴拖欠的情况已经持续了39个月，并且之前的7批也存在补贴不到位的情况。”

他同时称：“以88亿的应收补贴为例，按照6.9%的借款利率计算，光是这一块就要“吃掉”企业近6亿元，而协鑫新能源2019年上半年净利润为4.1亿元，财务成本吞噬账面利润逾一半。”

民营企业的融资成本一般而言是在基本利率上浮30%~40%，而部分国企的基准利率则会下浮5%~10%。而协鑫作为头部企业，在民营企业中的融资成本已经属于相对较低的水平了。

多方博弈

一边是民营企业为缓解现金流压力急于抛售电站，另一边则是国企出于调整可再生能源装机占其电源结构的比例，也在积极接触新能源电站的资产，但国企也非一味接盘的“救世主”。

以今年以来明显加快新能源板块布局的华能集团为例，一位华能内部的工作人员在接受记者采访时表示，在考核相关项目时，最基本的原则即为是否能满足集团对项目收购的财务方面的基本要求。

从具体的操作层面来看，对于在早期大量存在的规模较小的项目，

华能同民营企业合作的方式是，以收购一个项目为起点，后续的在同一区域继续收购这一企业其他的电站资产。另外一种情况是同主机厂家合作，以后续合作的方式换取该厂家现有的项目或资源，即承诺在该区域内后续华能的新项目上采用该制造商的风机。

而对于规模相对较大的电站资产，华能的标的则相对简单：其一是需要满足投资收益率，其二也需要考察设备，如是否是主流机型，运行状况如何。

而针对新能源补贴对其现金流可能产生的影响以及这部分拖欠的补贴是否要列入企业收入之中，上述人士称，这样的困扰会存在，但并非在华能现阶段的考虑范畴中。

他告诉记者：“在部分区域的收购过程中，目前追求的是账面的盈利，这背后的考量是，从华能整个的大盘面来看，新能源资产相对于火电资产，起码前者现阶段在账面是盈利的。这对于区域公司的财务状况是有利的。至于补贴不到位是否会拖累现金流，是下一阶段需要考虑的问题。”

补贴最终会到位，对于大集团而言，目前还能够扛住等待的过程的。“华能的盘子很大，局部的现金流对于集团而言不是问题，若某个省公司的基本金存在很大的问题，进而影响收购和开发，集团层面就会给其补充资本金。简言之就是‘整体利益最大化’的思路。”

他进一步表示：“按照华能的财务标准测算，一些项目的税前的全投资收益率能达到11%~12%，但这部分项目对于民营企业而言可能就是亏损的。”

记者获悉，为了进一步调动新能源项目的获取和开发工作的积极性，华能集团下放新能源全流程管理权限，对34家二级单位全面授权。

上述华能内部人士告诉记者，之所以下放全流程管理权限，也是基于集团支持新能源大发展的考虑。以前所有的决策程序是在集团的各个部门手里的。目前集团公司所有的二级公司，项目公司都可以做新能源项目，“能够拿到项目的都是好猫”，并且允许二级公司跨区域作业。

这两年一个比较明显的趋势是，由于民营企业现金流吃紧，主动权正在向买方转移。“民营企业也知道华能在大量收购新能源资产，也会存在漫天要价的情况，如果是这样，我们就不会谈下去，因为一开始就这样并没有诚意，我们有自己的原则和底线。”

向新能源资产的大举进军带来的最直观的变化就是工作节奏上的转变。

据上述人士回忆：“以前集团公司大楼的工作时间是周一到周五，现在忙得集团领导的会议只能放到周六开，并且所有领导都会到齐。再比如，之前集团公司的食堂，只有几十个人用晚饭，现在几百人用晚饭都是常事。”

洗牌？

显而易见的是，在与金融机构以及电站收购方的博弈中，新能源企业处于较为明显的劣势。

一位从事新能源电站融资租赁工作的人士表示：“光伏行业目前正处于尴尬期，一方面国家在去补贴，另一方面电站还不能完全做到平价。”

在他看来，电站的收购方，偏好收购大型的地面电站，但这类地面电站没有现金流。报表上有利润，实际上需要拿钱不断往里贴，这样的项目显然是不成立的。

而买卖双方的心理期待相差太大也会造成交易进度较为缓慢：卖方要价太高，就会涉及国有资产的流失问题，若太低则不能完全解卖方现金流方面的“燃眉之急”，另一方面急于卖电站企业期望打包出售、也不愿拿出最优质的资产进行交易，这也与想要收购优质电站的买方起了龃龉。

上述从事新能源电站融资租赁工作的人士告诉记者，曾经有头部企业下属的电厂找到上述平台谈过融资，未能成立的原因在于，电站本身现金流较差、不能偿还融资款，另一方面从信用角度来看也有难度，持有大量无现金流电站的投资方经营情况也不乐观。“这算是生了病的电站，我们也很难治愈。”

对此，前述主营新能源融资租赁的平台也有所预期，因此前两年开始在做项目的过程中就已决定不将这部分补贴计入考虑范围之内。这也导致了其项目进展相对较慢，作为电站的投资人，是否将补贴计入，项目预期收入会相差1倍以上，对应可融资额度也会偏差1倍。那客户自然倾向于选择给高融资额度的平台。“而事实上这一部分收益是迟迟不到位的”。

同时，他认为洗牌的进程比预期中要慢，若没有竞价政策的促进和海外市场的拉动，今年民营企业应该会倒下很多，上述两项缓释了这一进程的效果。海外电站带动了国内组件的生产，同时竞价项目不存在补贴的拖欠，相关企业也会上一些新的项目，这也会作用于制造端，缓释了出清的进程。“如果洗牌的进程是从1到100，目前大概在40左右。”

而在上述光伏行业观察人士看来，这是一种非正常的洗牌，主要是由政策的不可预期造成的。“正常的洗牌，活下来的应该是优质企业，所谓的优质企业则是指在成本控制、产品质量以及品牌影响力等方面都是行业领先的企业，但是现在这一波所谓的洗牌过程中，谁有大量的现金，谁的融资成本低，谁就是优质企业，而融资成本低也并非源自于企业的自身的竞争力强，这与跟市场的公平竞争、优胜劣汰是背道而驰的。”

他认为这一过程在今年底或者明年上半年会有定论。“如果资产卖不掉，届时拖欠将达45、46个月，企业在非正常洗牌过程中难免被淘汰。”

而关于未来新能源企业该如何开源节流，度过难关。上述人士认为，通过产品制造能够实现一部分盈利，但需要看到的是光伏的新兴产业属性在变淡。具体表现是，技术上没有很高的门槛，在人才储备方面，通过国内市场的培育，也具备一定的规模，可以满足新增产能的需求。而技术路线在产业发展的过程中也不存在较大的不确定性，目前在大规模的发电领域晶硅技术成为不容置疑的主流。

他表示：“目前所有的光伏产品基本处于供需平衡，甚至供应略大于需求的状态，大家都在拼价格、拼性能，整个行业的平均利润率相较于早年间已经呈现出大幅下滑态势，并且这种下行基本上是不可逆的，光伏产业已经呈现出传统产业的特征，且愈发趋近于工业的平均利润率。”

好处在于，制造端成本的降低，为新兴的海外市场的开发创造了可能性。未来新能源企业可以依靠制造业并不丰厚的利润，来缓解前期补贴不到位对现金流造成的压力，而这也需要一定的周期。

上述行业观察人士回忆道：“哪怕在三四年前，一度电的发电成本在6毛~7毛钱时，东南亚的部分国家也是使用不起的。2015年参加广交会，一位缅甸的华侨在缅甸开设炼钢厂，来到展台，希望通过光伏发电，为其工厂提供电源方面的补充，但是当其了解到当时的电价水平，是远超火电、水电的，不具备经济方面的可行性时，就放弃了进一步的接洽。如果放在今天，应该是完全可行的。”

就在8月19日，内蒙古达拉特旗政府网站发布了达拉特旗光伏发电领跑奖励激励基地2019年竞争优选申报企业信息公示表。其中特变电工0.24元/KWh，刷新了报价新低纪录。

有关“绿证”和配额制的实施情况，多位接受采访的人士皆表示并不乐观。“绿证和配额制背后反映的是成本究竟该由哪一方承担，是蛋糕如何分配的问题。不同于补贴政策是单纯地做加法，绿证和配额制既做加法，又做减法。被做减法的那一方自然难推进。”

来自华能内部的人士亦对记者表示：“目前这一块没什么推进，我们做决策的过程中，并没有把这一块考虑其中。因为目前我们还是需要实打实的利益，绿证、配额制肯定是一个趋势，也有一些公司在做这方面的储备，但目前在真刀真枪做项目的时候，这并不是第一要务。除非未来这一块变成强制性的，届时形势肯定会发生改变。”