风电行业系列报告（二）— 自备电厂整治，补贴拖欠问题有望改善

 1.1 补贴拖欠制约新能源发电发展

过去5年，新能源蓬勃发展：截止2017年年底，我国风电、光伏累计装机量分别达到1.64亿千瓦，1.3亿千瓦，较2012年增长118%，1757%，年复合增长率分别达到16.84%，79.38%。补贴政策的支持以及系统成本的降低，带动了项目经济性的上升，从而实现了过去几年的高速发展。

但补贴拖欠是新能源发展的重大制约因素：根据法规条例，可再生能源发电站以并网时间为根据，通过排队纳入可再生能源补贴目录，从而获得国家下发的可再生能源发电补贴。目前该补贴目录发至第六批（2016年9月发布），涵盖至2015年2月底前并网的电站，此后便停止更新，也就意味着截至17年底，有165.19GW项目无法收到补贴，其中风电67.82GW，97.37GW。

新能源发电补贴缺口超1000亿：根据测算，截至17年底，风电光伏补贴缺口约1000亿（根据《村级光伏扶贫电站收益分配管理办法》，村级光伏扶贫项目应该不存在补贴拖欠风险，但因为规模太小，测算中并未排除）。由于新能源发电补贴的唯一来源是可再生能源电价附加费，因此解决可再生能源电价附加费征收问题目前来看是针对补贴问题的唯一解。

补贴拖欠影响可再生能源发电的实际收益：补贴拖欠直接影响项目现金流，进而对项目收益率产生负面影响，根据测算，假设补贴拖欠在项目建成之后1-5年发放，对于风电项目的收益率影响达到0.2-0.7%之间，对于光伏项目的收益率影响将达到1-3%。

现金流制约行业持续发展：光伏项目对补贴的依赖度较高，所以一旦拖欠，将会导致拖欠年份现金流为流出，对企业有较大压力。而风电项目对补贴依赖度较低，拖欠后现金流有望保持基本平稳。华能新能源、华电能源、大唐新能源、协合新能源、龙源电力等企业2016年经营性现金流净额都明显减少。

1.2 自备电厂欠缴是补贴缺口存在的主要原因

新能源发电的收入是由补贴和脱硫标杆电价之和决定，补贴占比依旧较高：地面光伏、风电标杆电价由当地脱硫标杆电价、补贴电价两部分组成，补贴占标杆电价比例较大，经数次下调之后，2018年光伏电价补贴占比36.36%—53.33%、风电电价补贴占比12.50%—38.60%。

新能源发展速度超预期，补贴需求增长超预期：“十一五”、“十二五”期间风电光伏实际装机量均超过期间计划装机量；“十三五”期间，截至17年11月底，风电光伏实际装机量为114.5GW，其规划装机任务已完成大半。新能源超预期发展，随之而来的是超预期的补贴需求。

补贴缺口或超千亿，主要原因来自于自备电厂欠缴：根据能源局公布的数据，截至16年底，全国企业自备电厂装机容量超过1.42亿千瓦，15年为1.22亿千瓦，占全国电力总装机的8.6%。其中，自备燃煤机组装机容量1.15亿千瓦，占全部自备机组装机总容量的81%。以及发改委对自备电厂的整治公告显示：“十二五”期间自备电厂拖欠可再生能源电价附加约为400亿元，据此我们测算，从2010年至2017年自备电厂累计应缴附加费约为723.8亿元。由此可见，自备电厂的欠缴费用的确是补贴缺口的重要诱因。

可再生能源电价附加上升将保障新能源发展。光伏、风电是比煤电更具环境友好性的发电形式，其发展和推广离不开财政补贴的支持，但是即使自备电厂应缴费用完全追回，目前的新能源电价附加征收标准仍然无法覆盖补贴需求，可再生能源补贴存在严重缺口。如果可再生能源附加征收标准上升，逐渐弥补补贴缺口，以保障可再生能源的发展。

低产能、高污染是自备电厂的痛点。对电力密集型企业来说，由于用电成本占总生产成本的比重较高，因此部分企业开始通过建立自备电厂来降低用电成本。前期缺乏政策法规，纵容了自备电厂的无序繁殖，部分地区和企业以提高发电能力、降低用电成本、发展循环经济、热电联产等名义建设了一批装机小、效率低、排放大的自备电厂，对我国电力市场产能优化与环保都产生了负面影响。

自备电厂影响了电力市场秩序。电改后发电侧放开，部分自备电厂绕过电网向居民供电，影响了供电、用电正常秩序。其挤压了发电市场，但却不用像公用现场一样承担相应的费用和社会公共职能，造成了不公平竞争局面。

自备电厂装机容量的增加使其负面影响更加凸显。截至16年底，全国企业自备电厂装机容量超过1.42亿千瓦，15年为1.22亿千瓦，同比增长16%，占全国电力总装机的8.6%。其中，自备燃煤机组装机容量1.15亿千瓦，占全部自备机组装机总容量的81%。

电力供给结构性改革、节能减排政策以及新电改的三重压力导致自备电厂监管趋严。

自备电厂欠款覆盖一半以上补贴缺口。补贴缺口在15、16年累计已达703.53、1007.01亿元，而15、16年自备电厂累计应缴额为400亿元、561.88亿元，若全部追缴，可分别覆盖56.9%、55.8%的补贴缺口。

《燃煤自备电厂规范建设和运行专项治理方案》提出2018年年底前必须清缴2016年至今的政府性基金及附加和系统备用费，2016年之前欠缴费用将于2020年之前缴清。

 1、配额制出台，限电率有望持续改善

可再生能源配额制推动保障小时数落实情况好转：2016年多数地区没有完成最低保障小时数的收购指标。本次颁布的办法中对地方收购保障小时数做出了较为具体的规定，推动保障小时落实情况的好转。

《可再生能源电力配额及考核办法》中指出，各省级电网公司制定经营区域完成配额的实施方案，指导市场主体优先开展可再生能源电力交易，在市场机制无法保障可再生能源电力充分利用时，按照各省级人民政府批准的配额实施方案进行强制摊销。

特高压利用率低于预期，有提升空间：目前限制限电率持续改善的一个关键点是特高压使用率低于预期， 大部分特高压线路的设计年输送电量在300亿千瓦时至500亿千瓦时之间，以平均年输送量为400亿千瓦时计算，2016年底正在运营的 11条特高压线路的平均利用率仅为53%，有明显的提升空间。

特高压输送的电量中仅16.9%为非水可再生能源电力：截止至2016年底， 在11条已投入使用的特高压线路中，5条100%输送可再生能源的线路均只输送水电，在余下的6条中，非水可再生能源的输送量仅为123.4亿千瓦时，占6条线路运输总量的16.9%。

配额制下各省非水消纳目标明确，促进特高压利用率的提升：从各省2016年的非水消纳情况来看，海南、贵州、内蒙古和云南4省已提前完成2018年的消纳目标，其中内蒙古和云南同时实现了2020年的目标。其余省份与目标均有一定的差距，11个省份的同比增量在5%以上。

差距相对较大的省份如湖南、江西，都是特高压线路中的接收端，这些省市此前接收的电力都偏低。以湖南为例，湖南政府之前为了保护自身火力发电的规模，稍显排斥通过特高压传输来的可再生能源电力。本次新规的发布，规定了各省市2018-2020年度的非水可再生能源消纳的比重，增强了地方政府接纳外来非水可再生能源电力的动力，从而带动了特高压利用率的提升。

2、交易电量对项目盈利的改善明显

可再生能源配额制推动交易电量增加：《可再生能源电力配额及考核办法》规定，各市场主体可通过与其他市场主体或可再生能源发电企业进行证书交易完成配额指标，电网企业对于经营区域内各市场主体持有的证书进行核算。未完成配额的市场主体，须通过向所在区域电网企业购买替代证书完成配额。

应付账款因为补贴问题快速上升：2015-2017年，补贴缺口不断变大，龙源电力、华能新能源以及大唐新能源的应收款项均出现了较大幅度的上升。从而拖累了上市公司新增装机的扩张，华能新能源和龙源电力在2015年以后基本上扩张速度明显下降（风电抢装透支需求也是装机收缩的原因之一）。

负债率维持高位，现金流受限导致扩张能力下降：各大运营企业的负债率均已经超过60%，部分企业达到了80%。有息负债率（长期借款与短期借款）大部分公司也超过了60%，在补贴款得到不改善的情况下，企业选择了减少资本开支，保障健康的现金流。值得关注的是2015年以后，随着企业的现金流增长乏力，甚至部分企业出现了经营性现金流下滑，资本开支也同样出现了一定下滑。

补贴拖欠改善有助于提高现金流量表质量，资产负债表有望修复：因为补贴问题，现金流量表净现金流不足，资产的扩张并没有带来现金流的流入，反而由于前期还本付息的压力导致总体的现金流量不佳，从而限制了扩张。补贴拖欠款改善将提高现金流量表质量，同时改善资产项的真实盈利能力。