风电纾困八点建议

　　为风电企业纾困的八点建议

　　

　　风电、光伏等可再生能源的持续规模增长是保障国家能源安全与绿色发展的重要力量。与此同时，当前，各地已将风光等可再生能源建设项目作为带动投资、就业和经济增长的重点。在风电迈入平价发展之际，为切实推动风电等可再生能源持续健康发展，围绕并网、补贴、消纳和中长期规划等行业深层问题与挑战，本文提出八方面建议。

　　

　　

　　政策刺激下的“抢装”影响行业健康发展。2019年5月，国家发展改革委出台了《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），规定“2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。”2020年元月，财政部、国家发展改革委和国家能源局联合出台的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（ 财建〔2020〕4号）明确，“按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围”。为确保风电项目的基本收益，赢得最后的补贴窗口期，各地风电项目建设从去年就开始提速。由于“抢装”，整个行业的风机公开招投标价格由2018年最低的3200元/千瓦左右上涨到2019年的4000元/千瓦左右。近年来，通过技术创新带来的降本增效被“抢装”直接抵消，不利于行业持续健康发展。

　　

　　同时，由于风机制造和风电场建设周期较长，受新冠肺炎疫情影响，风机供应短缺、复工延期、进度受阻等多种因素叠加，使风电项目难以在规定时间内并网。如果补贴并网政策不延期，将带来严重的经济和社会影响。一方面，为抢夺窗口期，大部分项目会存在比2019年更严峻的赶工期“抢装”风险，带来成本上升和安全隐患。另一方面，部分项目因达不到并网时间要求而不得不被作废，这将导致风电场投资大幅下降。同时，还将面临产业链多个环节合同违约、资源浪费、大量从业人员失业的巨大风险。

　　

　　建议国家适当延长风电项目并网时限要求（陆上风电延期至少6个月，海上风电延期至少12个月），保障行业健康可持续发展。

　　

　　

　　近年来，在国家和各省市的共同努力下，可再生能源消纳水平明显提高，弃电状况持续缓解，但也出现了强制交易、“保量不保价”的问题。主要体现在以下几方面：

　　

　　一是最低保障小时数制度落实不到位。近年来，部分省发布的保障小时数低于国家规定的最低保障小时数。二是部分省区在市场化交易中强制定价并要求发电企业让利。三是风电承担辅助服务费用过高。以吉林为例，按风电项目成本6.5元/瓦计算，项目能承受的最低电价为0.29元/千瓦时，2019年1~5月每度电分摊辅助服务费0.04元，拟建的平价上网风电每度电至少要分摊0.02元，项目外送山东电价0.31元/千瓦时，每度电利润为零，严重挫伤了风电企业的积极性。

　　

　　由于可再生能源补贴拖欠问题一直没有得到有效解决，使得风光等发电企业负债经营加剧，资金周转十分困难。如果还存在“有量无价”的消纳，将会使企业经营状况雪上加霜，引发产业链上下游的三角债问题，科技研发和管理投入不足的问题，甚至出现资金链断裂引发的金融风险。这将阻碍风电向平价时代平稳过渡。

　　

　　建议严格按照《可再生能源法》精神，以及《国家能源局关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》（国能发新能〔2018〕34号）规定，加强监管，要求各省严格执行可再生能源保障性收购制度，将新疆、甘肃、山西等现行风电和光伏最低保障小时数提高至国家核定的水平。建议国家有关部门督促各地整改电力交易中对可再生能源的歧视性规定，建立公平透明的电力交易市场机制，废除以辅助调峰名义使可再生能源给火电补贴，以及强迫低电价交易等不公平不合理的规定。建议积极推进特高压通道建设及跨省交易，提高清洁能源送出比例。

　　

　　

　　长期以来，我国忽视了终端消费侧在推动能源绿色低碳转型方面的责任。对地方政府和各类市场主体明确具有约束力的强制性可再生能源电力消纳考核目标，以充分调动企业、个人以及全社会消费绿色电力的积极性，是当前及未来一段时间推动能源生产和消费革命的重要举措。

　　

　　一是通过立法形式，落实可再生能源配额制的法律约束力。建议国家能源主管部门尽快出台可再生能源电力消纳制度的考核管理办法，除了明确考核主体的电力消纳义务，还应配套具有法律约束力的惩罚、奖励机制。对于未完成配额义务的主体，通过罚则等方式予以处理，如仿照节能减排考核方式，将可再生能源电力消纳责任完成情况纳入地方政府政绩考核。同时，完善以绿色电力证书为主要载体的绿色电力消费体系，实现配额指标的流转。

　　

　　二是开展可再生能源绿色电力证书强制约束交易。建议国家相关部门尽快启动绿证强制交易。对地方政府，建议以能源消耗总量和强度“双控”考核为抓手推动绿证交易，鼓励能耗超标地区认购绿证，绿证对应电量折合为能源消费量，在地区能源消费超标量中予以扣减。在现有配额制市场主体外，持续扩大绿证买方市场范围和规模，保障绿证的市场需求、合理价格和长期绿证市场建设。

　　

　　三是营造绿色电力消费氛围，倡导全社会使用绿色电力。建议政府相关部门策划持续性的社会公益活动，让社会大众真正了解可再生能源在拉动我国经济增长、增加就业、改善环境等方面的影响力。鼓励更多的高耗能企业参与可再生能源电力消费的行动中去，呼吁企业通过参与绿色电力消费提升其社会形象和社会责任感。对于长期自愿购买绿色电力的企业和个人，建议国家给予相应的经济优惠政策和社会荣誉，以税收、信贷激励和绿色企业表彰等方式，推动社会公众逐步形成绿色电力消费意识。推动绿色电力消费关联“能源双控”“绿色制造”“绿色金融”等现有机制，制定激励相容政策，形成消费者认购绿证的“真实内驱力”。

　　

　　

　　得益于《可再生能源法》及相关产业政策出台，我国可再生能源在“十二五”“十三五”期间实现了快速发展。但在补贴、并网、消纳等方面存在的问题，也对行业长期健康发展带来了挑战，需要明确可再生能源在国家能源转型中的战略定位，确定中长期发展规划，制定可再生能源发展路线图，并配套出台相关产业政策，保障可再生能源行业健康持续发展，为国民经济发展提供有效保障。

　　

　　一是建议在满足相关规划、环保要求的前提下，统筹研究提出2025年和2030年可再生能源整体发展目标，同时梳理、测算各地区可再生能源发展的总体目标和各类可再生能源发展目标，以规划为指引让我国能源发展真正走向绿色低碳化道路。

　　

　　二是制定可再生能源发展路线图，明确技术、经济等方面的发展路径。推动电网企业与可再生能源企业在并网技术、负荷需求、市场交易等方面协同发展，实现高比例的可再生能源并网接入，保障国家能源转型战略的实现。

　　

　　三是结合未来能源及电力发展趋势，制定有效的发展阶段衔接政策。建议能源主管部门做好风电“十三五”“十四五”规划衔接，避免出现因为补贴取消引发制造业生态环境恶化、设备产品质量隐患、“弃风限电”问题反弹、行业发展波动大等问题，实现平价的平稳过渡。

　　

　　

　　《可再生能源法执法报告》显示，2016年以来，可再生能源补贴发放不及时，补贴缺口不断加大。截至2019年，我国可再生能源补贴缺口已达3000亿元以上。据有关统计，可再生能源行业每年投资规模接近6000亿，就业人员接近400多万，拉动国家税收2000多亿元，补贴拖欠导致企业经营难以为继，逐渐失去“供血”和“造血”机能。

　　

　　同时，补贴支付滞后问题对可再生能源行业外部融资环境造成不利影响。近年来由于可再生能源补贴不到位等因素的影响，部分地方的风电、光伏发电项目因为没有足够的现金流偿还贷款，出现了违约。一些金融机构将风电行业列入“限制性行业”，严格控制风电、光伏行业的信贷规模。比如，某银行在2018年将风电行业从绿色信贷优先支持的行业列入“限制性行业”，要求全行对该行业所有客户的信贷余额（包括贷款、银行承兑汇票、保函、信用证等）只减不增，这进一步加剧了可再生能源行业的资金压力，加大了整个可再生能源行业的资金流动性风险。

　　

　　建议财政部发行3000亿元的可再生能源补贴特别国债，一次性弥补可再生能源补贴的资金缺口；将发债募集资金发放至可再生能源企业，一次性解决目前整个可再生能源行业的资金流动性危机和债务高企问题，支持可再生能源健康发展，促进能源结构调整。

　　

　　

　　我国风电设备制造业目前已成为国家重要产业之一，年产规模近万亿，但在风电产品及关键零部件高速公路运输效率上，仍有待提升。

　　

　　依据车货超限尺寸的分级，风电机组整机（如主机、叶片、发电机、塔筒）及部分关键零部件（如铸件、变桨轴承等）都属于大批量生产的2~3级大型物件，具有典型的“超重、超大、不可解体”等特点。根据交通部规定，该类大型物件的公路运输需要办理运输通行线路上各地路政部门审批的超限运输许可证，并按照规定路线，在安全监护下，适时通行。

　　

　　但目前缺乏针对风电行业同规格、同线路、大批量的大件运输车辆通行勘验、审批标准和规范，导致同一个风电工程项目，不同车辆、同一类货物、同一线路多次办证，降低运输效率。而且，2019年，交通运输部开始实行新的高速公路通行分类收费标准，目的在于降低车辆空驶率和运输成本。然而，由于风电行业项目工程的特殊性，运输车辆满载率难以提升，导致风电大件运输通行成本上升，企业盈利水平下降。

　　

　　建议交通运输部海事路政局下放大件运输通行许可申请时的车辆勘验职责，做好事中事后监管，并差异化制订大件货运车辆高速公路通行费用的收费标准。

　　

　　

　　在过去十余年中，良好的政策与上网电价环境极大推动国内海上风电的发展，2013~2019年国内海上风电装机量复合增长率高达58%，由此带来了大量的从业人员。根据对国内海上风电装机量及典型海上项目人员配比预测，截至2028年，国内需接受海上风电安全培训的潜在人员至少为3.8万人，这些作业人员在海上作业、进出场过程、起吊作业、机组、船舶甚至是岸上均面临事故风险。

　　

　　根据全球海上风电健康与安全组织2018年公开的数据显示，仅报告的安全事故就达到854起，事故的根本原因与海上风电从业人员的职业技能、技术水平以及安全生产意识不足密切相关。

　　

　　国内的现行法律、法规以及行业推荐标准中，对于风电从业人员并未有明晰的人员资质规定。目前国内现行的解决办法是海上风电从业人员选择作业场景部分相似行业的培训，比如海上油气开采行业的“四小证、五小证”或者船员“基本安全培训”，然而不论是船员还是海上石油作业的场景类型或风险源，均与海上风电有本质区别，从业者应掌握的技能也另有侧重，因此从业者接受海上风电特色的专业培训尤为重要。

　　

　　建议由交通部法制司统一国内海上人员管理标准，由船员培训处建立健全海上风电从业人员培训标准。具体可参考连云港海事局根据《连云港海事局海上风电海事监管暂行办法》而推行的海上风电特色人员培训，在全国推广海上风电从业人员培训模式，于国内海事系统内相互认可，以规范提高海上风电从业人员安全意识与应急能力，为国内海上风电事业发展减少风险和后顾之忧。

　　

　　

　　风电是未来国家能源安全的重要支撑，属于重资本行业，存在长周期留抵税额大、贷款利息增值税不得抵扣、政府补贴拖欠、补贴税先征和临时耕地占用税征收等不利于行业发展的税收政策。

　　

　　具体来看，一是风力发电厂一次性投入规模大，资本回收周期长，贷款比例高，贷款利息成本大，通常一个5万千瓦的电厂需要投资3亿，建成当年形成增值税留抵税额4000万元，需要5年左右才能抵扣。二是金融业增值税改革不彻底，贷款利息不能抵扣，增加了企业税负，全行业每年因为贷款利息不得抵扣造成的成本增加20亿左右。三是国家补贴拖欠却提前征收补贴税。目前国家规定给予风力发电一定补贴，由于财政压力通常拖欠补贴两年，但补贴对应的增值税和所得税却提前1~2年缴纳。四是新修订的《耕地占用税法》增加了风力发电企业耕地占用税成本。新法第十一条规定，企业临时占用耕地一年内依法复耕后国家退还耕地占用税，占地的起始时间为取得用地许可时间，由于风电厂的建设周期受很多审批环节时间限制和自然条件变化限制，通常完成土地使用手续审批到建成复耕时间需要两年左右，按照目前的政策将导致电厂临时耕地占用费无法退还。

　　

　　对此，提出以下四点建议：一是对风力发电行业实现全面的留抵退税鼓励政策。对国家鼓励的资源综合利用行业实现优惠政策叠加鼓励；即使不能叠加也不能因为该行业享受即征即退50%增值税就停止留抵退税权，国家解决企业资金困难普惠政策，可以考虑将即征即退影响额度予以剔除。二是允许新能源行业贷款利息抵扣增值税。三是国家补贴纳税义务发生时间，按照收付实现制确定，即收到补贴款时纳税。四是风力发电企业耕地占用时间应从企业动工日算起。