為進一步掌握寧夏可再生能源發電補貼執行情況，反映補貼政策執行中存在的各項問題，努力幫助企業解決實際困難，按照西北能源監管局有關安排，8月至9月，寧夏業務辦采用收集資料、座談討論、實地走訪等方式，對寧夏部分可再生能源發電企業開展了補貼執行情況調研工作，現將調研情況報告如下：

一、基本情況

截止2018年6月30日，寧夏電網統調總裝機容量4175.21萬千瓦。其中：火電2343.04萬千瓦，占比56.12%;水電裝機42.23萬千瓦，占比1.01%;風電996.13萬千瓦，占比23.86%;光伏793.81萬千瓦(含分布式光伏57.15萬千瓦)，占比19.01%。風電和光伏合計裝機容量1789.94萬千瓦，占統調總裝機的42.87%。

本次調研覆蓋7家集團公司所屬的212個具體項目，總投資584.17億元。其中，風電發電項目105個，裝機572.18萬千瓦，投資金額431.3億元;光伏發電項目30個，裝機58.03萬千瓦，投資金額85.49億元;送出線路項目77個(50公里以下的線路63條，50至100公里線路13條，100公里以上線路1條)，投資金額67.38億元。

截止2018年6月30日，135個風電光伏發電項目發電量總計496.25億千瓦時，上網電量總計470.79億千瓦時， 77個送出線路項目輸送電量總計466.24億千瓦時。212個項目中，納入前七批可再生能源電價附加資金補助目錄的項目192個，占本次調研項目總數的90.56%，應補助資金170.2億元，實際已到位補助資金106.68億元，補助資金到位率62.67%。其余20個項目還未納入可再生能源電價附加資金補助目錄。

二、存在的問題

(一)補助資金到位周期過長，嚴重影響行業發展

一是進入資金補助目錄滯后。自2014年起，可在生能源電價附加資金補助目錄申報工作基本于年初開展，申報要求為上一年年初以前并網發電的項目。申報審核完成后，正常情況當年下半年公布電價附加資金補助目錄。進入目錄時間滯后并網發電時間至少18個月。例如，2016年1月25日，財政部、國家發展改革委下發通知申報第六批可再生能源電價附加資金補助目錄，要求申報項目于2006年至2015年2月底并網。2016年8月24日，財政部、國家發展改革委、國家能源局下發通知公布第六批目錄。二是補助資金實際撥付滯后。可在生能源電價附加資金補助目錄公布后，由于資金缺口、支付手續等原因造成可再生能源企業實際拿到補助資金又滯后1至6個月不等。三是申報后未進入補助目錄造成到位滯后。個別項目申報進入本批資金補助目錄，但由于資金總量有限等原因，只能進入下一批目錄，補助資金到位時間相應順延。

可再生能源發電產業屬于資金密集型產業，企業建造成本較高。近些年來，風電、光伏裝機造價雖逐步下降，但寧夏風電發電項目平均造價高于每千千瓦裝機5000元，光伏發電項目平均造價也要高于每千千瓦裝機6000元。補助資金遲遲不到位，給企業經營造成了以下主要困難：

一是面臨資金鏈斷裂、企業破產風險，資金使用成本急劇攀升。補貼到位滯后造成信用違約，銀行在沒有新增可靠擔保人和抵押物的情況下出現不再續貸的情況。國有企業大部分由上級集團公司或盈利的兄弟企業擔保才能續貸，且利率頂額上浮。無上級集團公司或資金實力不足的民營企業已經出現了向高利率的民間借貸借款的現象。隨時都有可能出現資金鏈斷裂的問題。按照前章所述，可再生能源企業實際拿到補助資金時間至少滯后19個月。本次調研的212個項目未到位補助資金63.52億元(銀行貸款基準利率4.75%計算)，19月的利息就高達4.78億元。僅2018年上半年某央企寧夏分公司(投產發電的可再生能源發電裝機74.3萬千瓦)因資金不足增加財務成本391萬余元。二是無法滿足正常的設備維護、全員薪酬及日常管理資金需求。工作人員流動性較大，隊伍不穩定，增加安全風險。三是無力支付工程建設尾款、質保金及生產經營過程中大金額的備品材料款。

（二）網源發展不協調，規模效應發揮受限

一是對于電網發展和電源發展哪個更重要認識不一致，出現“水多了加面，面多了加水”的現象。二是接網工程項目與發電項目建設周期不一致，提前謀劃不足，形成投產時間錯位。三是局部電網容量不足，調峰備用能力有限，造成棄電問題。四是發電企業投資建設接網工程，回購不及時，加重企業負擔。

(三)接網工程補貼無著落，增添企業負擔在無施工阻礙、資金短缺等意外情況下，電網企業建設新能源發電項目接網工程，從立項到建成使用的周期大約在三年左右。而風電、光伏發電項目從立項到建成投產約一年左右。因此，風電、光伏發電企業為早日并網發電，在權衡利弊的情況下，大多采用自籌資金先行建設、電網企業后期回購的辦法建設接網工程，增加了電源企業負擔。為此，國家出臺了相關補助政策。補助政策落實出現以下情況：

1、變電工程補貼無著落。一是接網工程概念不清楚。例如，寧夏存在新能源企業出資建設了110kV升壓站、110kV升壓站出線、330kV變電站及330kV變電站至對側電網企業所有的330kV變電站線路工程，那么接網工程應從110kV升壓站出線算起還是應從330kV變電站出線算起?二是國家沒有出臺自建接網工程中的變電工程補助政策，補助資金也就無從落實。

2、線路工程補貼可能出現空檔期。2018年6月15日，財政部、國家發展改革委、國家能源局下發《關于公布可再生能源電價附加資金補助目錄(第七批)的通知》規定，根據《可再生能源法》第二十一條“電網企業為收購可再生能源電量而支付的合理的接網費用以及其他合理的相關費用，可以計入電網企業輸電成本，并從銷售電價中回收”規定，已納入和尚未納入國家可再生能源電價附加資金補助目錄的可再生能源接網工程項目，不再通過可再生能源電價附加補助資金給予補貼，相關補貼納入所在省輸配電價回收，由國家發展改革委在核定輸配電價時一并考慮。而依據《省級電網輸配電價定價辦法(試行)》規定，省級電網輸配電價實行事前核定，即在每一監管周期開始前核定。監管周期暫定為三年。二者時間銜接不上，線路補貼可能出現空檔期。

3、接網工程回購需要時間。2018年4月2日，國家能源局下發《關于減輕可再生能源領域企業負擔有關事項的通知》要求，各類接入輸電網的可再生能源發電項目的接網及輸配電工程，全部由所在地電網企業投資建設，保障配套電網工程與項目同時投入運行。之前相關接網等輸配電工程由可再生能源發電項目單位建設的，電網企業按協議或經第三方評估確認的投資額在2018年底前完成回購。然而，電網企業回購接網工程需要安排資金、第三方評估、招標等必要手續，2018年底前完成困難較大。同時，由于接網工程項目與發電項目建設周期不一致、電源企業及早并網發電獲得收益的需求等原因，后續可能還會出現電源企業先行建設接網工程、等待電網企業后續回購的情況。

三、相關意見建議

1、進一步加強規劃制定的科學性和合規性。在制定可再生能源規劃時，增加發展規模與補貼資金、電網布局、接入、消納等協調統一的力度，保證行業有序健康發展。

2、進一步加強規劃落實管控。沒條件建設的地方堅決不建，能建設的地方堅決不超規劃容量建設。進一步完善可再生能源配額制度、規劃落實考核制度。加強對可再生能源項目建設規模、補助資金落實、項目優選、項目接網情況的監管，加強對各地區落實可再生能源產業規劃的監督。

3、轉變產業發展模式，保障補貼資金及時足額撥付。各部門間應加大工作銜接力度，在項目獲得核準時就應將補助資金來源、接入、消納、土地、環保等事宜一同確定。同時，盡快將拖欠補助資金撥付到位，預防大規模資金鏈斷裂的情況出現。給企業提供穩定的外部環境，促進行業內公平有序競爭。

4、完善接網工程的管理制度，進一步保障網源協調發展。加快可再生能源企業自建接網工程的回購速度，及早減輕不必要的負擔。做好自建接網工程回購期間的補助資金銜接工作。電網企業應合理謀劃，提前實施建設接網工程，

5、加快促進產業升級轉型，培養優質電力用戶。抓住國家供給側結構性改革給予的大好機會，培養一批對電價承受力強、用電管理水平高的優質用戶，把電力市場的蛋糕做大做強。進一步提高電力供應服務水平，保障可再生能源發電企業、電網企業獲得合理收益。