减补置换 不可行也不可取
北极星风力发电网讯:2月底，能源局发布《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》，通过主动减少存量项目补贴优先置换新增项目规模的条款引起行业广泛讨论。
争议点主要在于核准规则转变冲击、大小开发商因此而加剧的优劣势差异、是否值得置换等问题，但并未深入思考政策的可执行性、量化减补置换的代价。
由于减补置换将会对存量项目财务报表和投融资业务产生重大影响，以财务视角来解读政策，有利于补足盲点，提早发现其不可行也不可取之处。
政策要点
关于减补置换政策，征求意见稿原文如下：
国家建立保障性并网、市场化并网等并网消纳多元保障机制。
保障性并网指各地落实非水电消纳责任权重所必需的新增装机由电网企业保障并网。市场化并网指超出保障性消纳规模仍有意愿并网的项目，通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式，在落实抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、电化学储能、可调节负荷等新增并网消纳条件后，由电网企业保障并网。
纳入保障性并网规模的项目由各省级能源主管部门以项目上网电价或同一业主在运补贴项目减补金额等为标准开展竞争性配置。优先鼓励保障性并网规模与减补金额相挂钩，原则上各省应有不少于三分之一的保障性并网规模定向用于存在欠补的企业以减补获得保障性并网资格。
由此可知，2021年新增项目将分成保障性并网、市场化并网两类。与市场化并网项目相比，保障性并网项目将会享有更好的并网确定性、更高的电价、无需或减少自配储能投资等优势，因此竞争更加激烈。
政策倾向上，能源局希望将新增保障性并网项目配置和存量补贴拖欠问题一并解决。对于同一业主来说，实际执行中会遇到如下障碍：
1、应收账款质押难解
减少在运项目补贴，是核销已经在利润表确认收入、但尚未收回的应收补贴款。
对于新能源项目来说，应收账款所有权上是业主的，物权上却首先是贷款银行/融资租赁公司的。
新能源项目普遍采用项目融资模式，长期贷款/融资租赁比例一般为静态总投资的80%。由于项目还款来源是发电收入，应收账款质押是取得长期贷款/融资租赁的必要条件，部分信用较弱的主体还需要提供固定资产抵押、股权质押等增信措施。
长期贷款/融资租赁一般还款期为8-15年左右。由于新能源项目密集建设是在2010年以后，目前大部分存量项目尚未完成贷款偿付，应收账款仍在质押状态。
根据常规《应收账款质押合同》条款，未征得质权人（如贷款银行、融资租赁公司）书面同意，出质人（即项目业主）不得以任何方式处分合同项下收费权。
因此，除非提前偿还长期贷款并解除应收账款质押，或以其他方式与质权人达成一致，否则业主核销应收补贴款的行为会违反质押合同约定，理论上不可行。另一方面，正是由于补贴拖欠，才导致大多数项目公司长期处于有利润无现金的状态，没有足够的现金提前偿还贷款。因此，以提前还贷为前提的减补置换代价过高，事实上也不合理。
2、报表信仰崩塌
即使是集团整体具有充裕资金、可以提前还贷、解质押，应收账款核销仍然会对存量项目投资回报和财务报表产生重大不利影响。
虽然补贴存在延迟支付，但根据不完全统计，目前沪深港上市新能源公司中只有新天绿色能源针对补贴提取了1%的坏账准备，其他上市新能源公司均未计提坏账，认为可以全额收回。
尤其在2020年初财建4号文和5号文出台后，合理利用小时数政策已经对应收补贴款做了总量调减，上市新能源公司普遍认为调减后的补贴政策能够得到有效执行，应收补贴款可回收性上升，为不提坏账提供了进一步的依据。
而现在，主动减补置换的做法，相当于上市公司做出了一个将100%可收回的应收账款主动不要的决策，如不能充分证明未来潜在收益等效或更高，则是在损害上市公司股东利益，并且还给资本市场和投资人留下朝令夕改、不确定性高的印象，影响投资热情和融资成本。
3、当期与未来不可抵消
存量项目减补贴如何兑换为新项目的优先权？政策并未详述。
理论上会有几种可能：比如明确一个自愿核减补贴的绝对值或比例，完成即可纳入保障性并网范围；或者在竞争较为激烈的情况下，以自愿核减补贴规模排序，多减多得、多减优先。还可以将市场化并网项目的偏低电价作为起点，如存量项目核减补贴金额可补足新项目20年电价差，则新项目可升级为保障性并网项目，享有平价。
无论采用哪种执行方式，对于一个5万千瓦典型项目来说，核减补贴规模预计至少在2000-4000千万元以上（相当于年均发电2000小时、国家补贴0.2元/kwh常规项目的1-2年应收补贴），否则起不到缓解补贴偿付压力的作用。对企业来说，则需在当期利润表确认一笔2000-4000千万元的信用减值损失。由于单体项目年均发电收入在4000-6000万元左右、税前利润为1000-2000万元左右，此笔减值损失将直接导致当期利润为负。
虽然从投资角度可以认为，存量项目的补贴损失可以转化为新增项目的高电价，为此总量不亏，但两个项目存在股权和资产的独立边界，另外，存量项目的坏账损失发生在当期，新增平价项目的收益需要在未来20年逐步变现，无论在时间、性质和归属上，均不能直接抵消。对上市新能源公司来说，单体存量项目的减值损失仍然会体现在合并报表上，影响当期业绩。
4、受伤的总是第八批
对于减补置换，征求意见稿的态度并非试点，而是全面铺开。要求原则上各省应有不少于1/3的保障性并网规模定向用于存在欠补的企业以减补获得保障性并网资格。
从供给方来看，谁能提供大规模的应收补贴款？答案只有一个——第八批项目。
对于已经进入补贴目录的前七批项目来说，虽有延迟，但整体上补贴款能够得到持续支付，账期平均延迟一年半到两年左右；而2016年3月以后并网第八批项目，则是自始没有取得过补贴，由于十三五后期正值光伏装机激增期间，因此第八批项目应收补贴占全国补贴拖欠总额的比例至少在70-80%。如果第八批项目实施减补置换，相当于刚盼到付款就被拦腰砍断。
图1 各省2015年至今风电光伏项目新增规模/万千瓦
而从另一方面来看，无论风电还是光伏，平价项目造价已经有明显的下降趋势，经过长期酝酿，新能源项目投资人也对平价是短暂的、低价时代长期的、新增项目收益率低但风险也低有了心理准备。
将存量项目补贴减少来提高新项目投资回报，则打破了行业普遍预期和项目收益率的发展规律，不仅引发新项目非理性争夺和抢装，也让本已受到市场化电力交易洗刷的存量项目收益率和现金流再次受到挑战。
综上所述，遵循新老划段的原则，修改减补与竞争性配置挂钩条款。对存量项目严格执行合理利用小时数政策，对新增项目独立采取竞争性配置的方式，是更符合行业预期且合理可行的方式。