盡管新冠疫情令可再生能源項目面臨工期推遲的挑戰，但中國政策制定者并不打算因此而推遲給行業“斷奶”的期限。

建在大慶草原上的太陽能發電站。圖片來源：Alamy

2020年初，突如其來的新冠疫情對各行各業都造成了沖擊，中國風電、光伏行業也不例外。但當包括“兩會”、高考在內的全社會各項事務均因疫情而推遲或減緩的時候，中央政府卻決定維持對可再生能源補貼“斷奶”的時間表。這令行業，尤其是風電產業，倍感壓力。對他們來說，要做的不僅僅只是恢復產能、恢復供應鏈，更要趕在國家補貼未取消之前完成裝機并網。

對中國來說，使風電、光伏離開國家補貼“獨立生存”，價格逐步與傳統燃煤標桿上網電價比肩，邁入“平價上網”時代，已是不能再拖延的轉變。這轉變背后，既有多年的補貼電價政策難以為繼的現實，也有用競爭優化行業的戰略考量。

并網推遲之爭

根據2019年5月國家發改委發布的通知，2018年已核準且在2020年底前并網的陸上風電項目可以享受標桿電價(即電價補貼)，2019-2020年底前核準并于2021年底前并網的項目可享受略低的補貼。但之后新增的項目不再享受國家補貼。對光伏項目來說，到今年6月30日仍未完成并網的部分光伏項目將被取消補貼。

嚴重的新冠疫情使得在補貼窗口關閉前完成并網變得困難重重。中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖3月30日在該機構微信公眾號上發文指出，不少項目的開發企業是按照上述政策窗口期來制定計劃的，但疫情導致的工期延誤將徹底打亂原有計劃，大部分擬建和在建項目都難以在規定的并網時間內完成，這意味著不能享受項目核準時的補貼電價。但這些項目的可行性研究方案和投資決策都是按有補貼的條件做出的，拿不到原定電價，投資收益不保，這些項目勢必被迫擱置或取消。

“若要保住補貼電價，40多萬千瓦的裝機年底前必須并網。在這40多萬千瓦的項目中，有把握年底并網的大約占60%，經過努力可能實現年底并網的大約占20%，還有20%難度極大。”國家電投集團江西新能源發電分公司總經理何根新在《中國能源報》最近刊發的文章中指出了目前公司在疫情和并網雙重壓力下面臨的困難。據統計，該公司在建風電的裝機產能占公司已投產可再生能源總產能的63%。

相比風電，光伏國內市場受到的影響不算太大。咨詢機構集邦新能源的光伏分析師陳君盈2月27日在中國光伏行業協會舉辦的一個活動上發言認為，目前預估所有受疫情影響還未并網的光伏項目會遞延到第三季度，不至于影響全年度的安裝并網量。由于全球光伏制造在中國的集中度超過70%，而光伏裝機的相關部件又多在中國西部和東南部生產，因此國內的光伏生產裝機受全球疫情的影響不大。除去疫情初期的延遲復工和運輸物流的限制外，整體產業鏈已經基本恢復。

盡管所受影響不盡相同，但無論是風電還是光伏行業，都希冀國家能夠推遲原定的并網期限。秦海巖在3月底稱，延長并網期限是風電行業應對疫情穩投資的必要舉措，他提議將在建陸上風電項目和按規定核準的海上風電項目的并網時間延期至少六個月。中國光伏行業協會也在2月向有關部門提出建議，要求適當延長電站并網和申報的期限。

然而，國際能源網和界面新聞相繼報道稱，財政部否決了除武漢地區之外的風電、光伏項目并網延期申請，補貼之門將按時關閉。

補貼難題待解

新冠疫情所導致的政府財政趨緊無疑加劇了風電、光伏企業獲得補貼的難度，但事實上，行業內的補貼問題由來已久。目前補貼拖欠情況嚴重，業內排隊等待補貼的存量項目規模很龐大。

根據全國人大常委會在2019年年底發布的關于檢查《中華人民共和國可再生能源法》實施情況的報告，現行可再生能源發電補貼政策缺口巨大。目前征收總額僅能滿足2015年底前已并網項目的補貼需求，“十三五”期間(2016-2020)，90%以上新增可再生能源發電項目缺乏補貼資金。

可再生能源的補貼主要來自于可再生能源發展基金，其中包括國家財政公共預算安排的專項資金和向電力用戶征收的可再生能源電價附加費。但中國循環經濟協會可再生能源專業委員會專家馬麗芳告訴中外對話，后者的實際征收范圍跟政策規定的征收范圍并不一致，導致征收額低于預期。根據政策，電價附加費的征收對象應為全國范圍內(西藏自治區除外)除農業生產以外的其他所有電力用戶，但在實際執行過程中，各地方仍存在對居民用電、自備電廠用戶等少征或未征的現象，有關部門的監督檢查工作仍有待加強。

前國家發改委能源研究所研究員王斯成也在3月底特變電工組織的“2020風光無限·平價定乾坤”網上研討會上指出，截至2019年，可再生能源補貼缺口已達3000億元以上。

馬麗芳指出，巨大的補貼缺口存在的原因是政策在達到初衷后并沒有進行調整。“補貼政策的初衷是為了扶持可再生能源產業發展，事實上這個目的已經達到了。”馬麗芳告訴中外對話，“但是按照企業的財務和項目收益計算模型，嚴重的可再生能源補貼拖欠將給企業造成巨大的財務成本和風險，反而跟補貼的設立初衷有所偏離。”事實上風電、光伏產業技術進步快，成本一直在下降，發展的規模也相對比較大，部分地區已經可以做到市場化、商業化，擺脫補貼來進一步“更健康”地發展了。

面對補貼拖欠問題，政府有所行動，但目前看來很難在短時間內解決。今年年初，財政部聯合國家發改委、國家能源局共同修訂了兩項政策，優化了補貼兌付流程，規范了補貼管理，允許光伏扶貧、自愿轉為平價的項目等幾類項目優先兌付補貼資金，剩余的存量項目將按照一個統一的比例獲得部分補貼。馬麗芳向中外對話解釋：“現在只是告訴大家有這個模式，在將來還應該會出具體細則來告訴地方，要按什么比例兌付，要怎么兌付。”秦海巖則在4月23日有關能源法的線上研討會上分析認為，考慮到補貼缺口和新增補貼需求這個龐大的“分母”，這個比例不會很高。

從長期來看，王斯成對補貼拖欠問題仍持悲觀態度，他認為由于光伏行業依然有補貼需求，補貼的歷史問題難解決，將來還可能會越欠越多。但馬麗芳相對比較樂觀，她認為隨著可再生能源的發展，陸上風電將在2021年不再收到補貼，光伏也會因為技術進步等原因，慢慢轉向平價。需要補貼的存量項目會越來越少，而用作補貼的那部分基金并不會減少，這樣下去補貼缺口在達到一個峰值后就會越來越小，“風能專委會(CWEA)算下來可能到2035年或者2040年左右能補上缺口”。

 江蘇南通的光伏生產車間。圖片來源：Alamy

開啟平價上網時代?

無論補貼問題最終會以何種形式解決，可再生能源平價上網時代已經不可避免地到來了。即將離開補貼“獨立生存”，也即將和煤電價格進行競爭，當下的中國風電和光伏行業準備好了嗎?

作為中國首批平價風電示范項目中第一個并網發電的項目，位于甘肅省玉門市的中核黑崖子50兆瓦風電平價上網示范項目在去年八月正式投入運營。據相關負責人介紹，該項目年可發電量約1.52億千瓦時，上網電價和該省燃煤標桿電價一樣，為0.3078元/千瓦時。安徽省馬鞍山市的中廣核安徽當涂260MW光伏項目則是中國首批平價光伏示范項目，目前的上網電價也做到了和該省燃煤標桿電價相同，為0.3844元/千瓦時。風電、光伏項目平價上網實例已在部分區域出現。

盡管有現成的案例，也有專家提出風電、光伏的技術成本已經可以和煤電競爭，但對于企業來說，無論是以存量項目轉為平價也好，還是拿新建項目去申報平價也好，他們依然有自己的顧慮。

根據2019年第一批風電、光伏發電平價上網項目的名單，去年存量項目自愿轉為平價的項目共計25個，僅占全部項目的5%左右，其中90%是風電，主要分布在吉林、遼寧、安徽三省。多數企業不愿轉平價的原因主要還在價格——有補貼的情況下，企業收益總是更高。但今年補貼政策新提出的“自愿轉為平價項目可優先兌付補貼資金”這一條或許又會激發存量項目轉為平價項目的積極性。

對于新建項目來說，盡管風電、光伏的技術成本的確在下降，但高昂的非技術成本仍是項目實現平價上網的阻礙。根據業內雜志《能源評論》，非技術成本主要包括限電成本、土地稅費成本、融資成本、前期開發等費用。據統計，風電和光伏的非技術成本都占到整體投資的20%甚至更多。 其中，限電成本是因為電力系統消納能力有限，無法全額消納項目所發電量而產生的，棄光、棄電問題一直是行業內部的困擾。

對此，正在醞釀出臺的中國首部《能源法》將帶來利好。中國人民大學法學院能源法中心主任李艷芳在4月23日關于《能源法》征求意見稿的線上研討會上表示，《征求意見稿》中涉及的消納保障制度、保障性收購制度等有助于解決風電、光伏的消納問題，降低棄風、棄光率。此外，《征求意見稿》對能源輸配管網等壟斷性企業也進行了監管性規范，要求管網對能源“公平接入、無歧視開放”。李艷芳認為，目前管網對可再生能源的電力上網可能不夠友好，而這里提到的“公平接入”是希望能消除這種“歧視”。