一、基本情况
截止2018年6月30日，宁夏电网统调总装机容量4175.21万千瓦。其中：火电2343.04万千瓦，占比56.12%；水电装机42.23万千瓦，占比1.01%；风电996.13万千瓦，占比23.86%；光伏793.81万千瓦（含分布式光伏57.15万千瓦），占比19.01%。风电和光伏合计装机容量1789.94万千瓦，占统调总装机的42.87%。
本次调研覆盖7家集团公司所属的212个具体项目，总投资584.17亿元。其中，风电发电项目105个，装机572.18万千瓦，投资金额431.3亿元；光伏发电项目30个，装机58.03万千瓦，投资金额85.49亿元；送出线路项目77个（50公里以下的线路63条，50至100公里线路13条，100公里以上线路1条），投资金额67.38亿元。
截止2018年6月30日，135个风电光伏发电项目发电量总计496.25亿千瓦时，上网电量总计470.79亿千瓦时， 77个送出线路项目输送电量总计466.24亿千瓦时。212个项目中，纳入前七批可再生能源电价附加资金补助目录的项目192个，占本次调研项目总数的90.56%，应补助资金170.2亿元，实际已到位补助资金106.68亿元，补助资金到位率62.67%。其余20个项目还未纳入可再生能源电价附加资金补助目录。
二、存在的问题
（一）补助资金到位周期过长，严重影响行业发展
一是进入资金补助目录滞后。自2014年起，可在生能源电价附加资金补助目录申报工作基本于年初开展，申报要求为上一年年初以前并网发电的项目。申报审核完成后，正常情况当年下半年公布电价附加资金补助目录。进入目录时间滞后并网发电时间至少18个月。例如，2016年1月25日，财政部、国家发展改革委下发通知申报第六批可再生能源电价附加资金补助目录，要求申报项目于2006年至2015年2月底并网。2016年8月24日，财政部、国家发展改革委、国家能源局下发通知公布第六批目录。二是补助资金实际拨付滞后。可在生能源电价附加资金补助目录公布后，由于资金缺口、支付手续等原因造成可再生能源企业实际拿到补助资金又滞后1至6个月不等。三是申报后未进入补助目录造成到位滞后。个别项目申报进入本批资金补助目录，但由于资金总量有限等原因，只能进入下一批目录，补助资金到位时间相应顺延。
可再生能源发电产业属于资金密集型产业，企业建造成本较高。近些年来，风电、光伏装机造价虽逐步下降，但宁夏风电发电项目平均造价高于每千千瓦装机5000元，光伏发电项目平均造价也要高于每千千瓦装机6000元。补助资金迟迟不到位，给企业经营造成了以下主要困难：
一是面临资金链断裂、企业破产风险，资金使用成本急剧攀升。补贴到位滞后造成信用违约，银行在没有新增可靠担保人和抵押物的情况下出现不再续贷的情况。国有企业大部分由上级集团公司或盈利的兄弟企业担保才能续贷，且利率顶额上浮。无上级集团公司或资金实力不足的民营企业已经出现了向高利率的民间借贷借款的现象。随时都有可能出现资金链断裂的问题。按照前章所述，可再生能源企业实际拿到补助资金时间至少滞后19个月。本次调研的212个项目未到位补助资金63.52亿元（银行贷款基准利率4.75%计算），19月的利息就高达4.78亿元。仅2018年上半年某央企宁夏分公司（投产发电的可再生能源发电装机74.3万千瓦）因资金不足增加财务成本391万余元。二是无法满足正常的设备维护、全员薪酬及日常管理资金需求。工作人员流动性较大，队伍不稳定，增加安全风险。三是无力支付工程建设尾款、质保金及生产经营过程中大金额的备品材料款。
（二）网源发展不协调，规模效应发挥受限
一是对于电网发展和电源发展哪个更重要认识不一致，出现“水多了加面，面多了加水”的现象。二是接网工程项目与发电项目建设周期不一致，提前谋划不足，形成投产时间错位。三是局部电网容量不足，调峰备用能力有限，造成弃电问题。四是发电企业投资建设接网工程，回购不及时，加重企业负担。
（三）接网工程补贴无着落，增添企业负担在无施工阻碍、资金短缺等意外情况下，电网企业建设新能源发电项目接网工程，从立项到建成使用的周期大约在三年左右。而风电、光伏发电项目从立项到建成投产约一年左右。因此，风电、光伏发电企业为早日并网发电，在权衡利弊的情况下，大多采用自筹资金先行建设、电网企业后期回购的办法建设接网工程，增加了电源企业负担。为此，国家出台了相关补助政策。补助政策落实出现以下情况：
1、变电工程补贴无着落。一是接网工程概念不清楚。例如，宁夏存在新能源企业出资建设了110kV升压站、110kV升压站出线、330kV变电站及330kV变电站至对侧电网企业所有的330kV变电站线路工程，那么接网工程应从110kV升压站出线算起还是应从330kV变电站出线算起？二是国家没有出台自建接网工程中的变电工程补助政策，补助资金也就无从落实。
2、线路工程补贴可能出现空档期。2018年6月15日，财政部、国家发展改革委、国家能源局下发《关于公布可再生能源电价附加资金补助目录（第七批）的通知》规定，根据《可再生能源法》第二十一条“电网企业为收购可再生能源电量而支付的合理的接网费用以及其他合理的相关费用，可以计入电网企业输电成本，并从销售电价中回收”规定，已纳入和尚未纳入国家可再生能源电价附加资金补助目录的可再生能源接网工程项目，不再通过可再生能源电价附加补助资金给予补贴，相关补贴纳入所在省输配电价回收，由国家发展改革委在核定输配电价时一并考虑。而依据《省级电网输配电价定价办法(试行)》规定，省级电网输配电价实行事前核定，即在每一监管周期开始前核定。监管周期暂定为三年。二者时间衔接不上，线路补贴可能出现空档期。
3、接网工程回购需要时间。2018年4月2日，国家能源局下发《关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》要求，各类接入输电网的可再生能源发电项目的接网及输配电工程，全部由所在地电网企业投资建设，保障配套电网工程与项目同时投入运行。之前相关接网等输配电工程由可再生能源发电项目单位建设的，电网企业按协议或经第三方评估确认的投资额在2018年底前完成回购。然而，电网企业回购接网工程需要安排资金、第三方评估、招标等必要手续，2018年底前完成困难较大。同时，由于接网工程项目与发电项目建设周期不一致、电源企业及早并网发电获得收益的需求等原因，后续可能还会出现电源企业先行建设接网工程、等待电网企业后续回购的情况。
三、相关意见建议
1、进一步加强规划制定的科学性和合规性。在制定可再生能源规划时，增加发展规模与补贴资金、电网布局、接入、消纳等协调统一的力度，保证行业有序健康发展。
2、进一步加强规划落实管控。没条件建设的地方坚决不建，能建设的地方坚决不超规划容量建设。进一步完善可再生能源配额制度、规划落实考核制度。加强对可再生能源项目建设规模、补助资金落实、项目优选、项目接网情况的监管，加强对各地区落实可再生能源产业规划的监督。
3、转变产业发展模式，保障补贴资金及时足额拨付。各部门间应加大工作衔接力度，在项目获得核准时就应将补助资金来源、接入、消纳、土地、环保等事宜一同确定。同时，尽快将拖欠补助资金拨付到位，预防大规模资金链断裂的情况出现。给企业提供稳定的外部环境，促进行业内公平有序竞争。
4、完善接网工程的管理制度，进一步保障网源协调发展。加快可再生能源企业自建接网工程的回购速度，及早减轻不必要的负担。做好自建接网工程回购期间的补助资金衔接工作。电网企业应合理谋划，提前实施建设接网工程，
5、加快促进产业升级转型，培养优质电力用户。抓住国家供给侧结构性改革给予的大好机会，培养一批对电价承受力强、用电管理水平高的优质用户，把电力市场的蛋糕做大做强。进一步提高电力供应服务水平，保障可再生能源发电企业、电网企业获得合理收益。
