尽管新冠疫情令可再生能源项目面临工期推迟的挑战，但中国政策制定者并不打算因此而推迟给行业“断奶”的期限。
建在大庆草原上的太阳能发电站。图片来源：Alamy
2020年初，突如其来的新冠疫情对各行各业都造成了冲击，中国风电、光伏行业也不例外。但当包括“两会”、高考在内的全社会各项事务均因疫情而推迟或减缓的时候，中央政府却决定维持对可再生能源补贴“断奶”的时间表。这令行业，尤其是风电产业，倍感压力。对他们来说，要做的不仅仅只是恢复产能、恢复供应链，更要赶在国家补贴未取消之前完成装机并网。
对中国来说，使风电、光伏离开国家补贴“独立生存”，价格逐步与传统燃煤标杆上网电价比肩，迈入“平价上网”时代，已是不能再拖延的转变。这转变背后，既有多年的补贴电价政策难以为继的现实，也有用竞争优化行业的战略考量。
并网推迟之争
根据2019年5月国家发改委发布的通知，2018年已核准且在2020年底前并网的陆上风电项目可以享受标杆电价(即电价补贴)，2019-2020年底前核准并于2021年底前并网的项目可享受略低的补贴。但之后新增的项目不再享受国家补贴。对光伏项目来说，到今年6月30日仍未完成并网的部分光伏项目将被取消补贴。
严重的新冠疫情使得在补贴窗口关闭前完成并网变得困难重重。中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩3月30日在该机构微信公众号上发文指出，不少项目的开发企业是按照上述政策窗口期来制定计划的，但疫情导致的工期延误将彻底打乱原有计划，大部分拟建和在建项目都难以在规定的并网时间内完成，这意味着不能享受项目核准时的补贴电价。但这些项目的可行性研究方案和投资决策都是按有补贴的条件做出的，拿不到原定电价，投资收益不保，这些项目势必被迫搁置或取消。
“若要保住补贴电价，40多万千瓦的装机年底前必须并网。在这40多万千瓦的项目中，有把握年底并网的大约占60%，经过努力可能实现年底并网的大约占20%，还有20%难度极大。”国家电投集团江西新能源发电分公司总经理何根新在《中国能源报》最近刊发的文章中指出了目前公司在疫情和并网双重压力下面临的困难。据统计，该公司在建风电的装机产能占公司已投产可再生能源总产能的63%。
相比风电，光伏国内市场受到的影响不算太大。咨询机构集邦新能源的光伏分析师陈君盈2月27日在中国光伏行业协会举办的一个活动上发言认为，目前预估所有受疫情影响还未并网的光伏项目会递延到第三季度，不至于影响全年度的安装并网量。由于全球光伏制造在中国的集中度超过70%，而光伏装机的相关部件又多在中国西部和东南部生产，因此国内的光伏生产装机受全球疫情的影响不大。除去疫情初期的延迟复工和运输物流的限制外，整体产业链已经基本恢复。
尽管所受影响不尽相同，但无论是风电还是光伏行业，都希冀国家能够推迟原定的并网期限。秦海岩在3月底称，延长并网期限是风电行业应对疫情稳投资的必要举措，他提议将在建陆上风电项目和按规定核准的海上风电项目的并网时间延期至少六个月。中国光伏行业协会也在2月向有关部门提出建议，要求适当延长电站并网和申报的期限。
然而，国际能源网和界面新闻相继报道称，财政部否决了除武汉地区之外的风电、光伏项目并网延期申请，补贴之门将按时关闭。
补贴难题待解
新冠疫情所导致的政府财政趋紧无疑加剧了风电、光伏企业获得补贴的难度，但事实上，行业内的补贴问题由来已久。目前补贴拖欠情况严重，业内排队等待补贴的存量项目规模很庞大。
根据全国人大常委会在2019年年底发布的关于检查《中华人民共和国可再生能源法》实施情况的报告，现行可再生能源发电补贴政策缺口巨大。目前征收总额仅能满足2015年底前已并网项目的补贴需求，“十三五”期间(2016-2020)，90%以上新增可再生能源发电项目缺乏补贴资金。
可再生能源的补贴主要来自于可再生能源发展基金，其中包括国家财政公共预算安排的专项资金和向电力用户征收的可再生能源电价附加费。但中国循环经济协会可再生能源专业委员会专家马丽芳告诉中外对话，后者的实际征收范围跟政策规定的征收范围并不一致，导致征收额低于预期。根据政策，电价附加费的征收对象应为全国范围内(西藏自治区除外)除农业生产以外的其他所有电力用户，但在实际执行过程中，各地方仍存在对居民用电、自备电厂用户等少征或未征的现象，有关部门的监督检查工作仍有待加强。
前国家发改委能源研究所研究员王斯成也在3月底特变电工组织的“2020风光无限·平价定乾坤”网上研讨会上指出，截至2019年，可再生能源补贴缺口已达3000亿元以上。
马丽芳指出，巨大的补贴缺口存在的原因是政策在达到初衷后并没有进行调整。“补贴政策的初衷是为了扶持可再生能源产业发展，事实上这个目的已经达到了。”马丽芳告诉中外对话，“但是按照企业的财务和项目收益计算模型，严重的可再生能源补贴拖欠将给企业造成巨大的财务成本和风险，反而跟补贴的设立初衷有所偏离。”事实上风电、光伏产业技术进步快，成本一直在下降，发展的规模也相对比较大，部分地区已经可以做到市场化、商业化，摆脱补贴来进一步“更健康”地发展了。
面对补贴拖欠问题，政府有所行动，但目前看来很难在短时间内解决。今年年初，财政部联合国家发改委、国家能源局共同修订了两项政策，优化了补贴兑付流程，规范了补贴管理，允许光伏扶贫、自愿转为平价的项目等几类项目优先兑付补贴资金，剩余的存量项目将按照一个统一的比例获得部分补贴。马丽芳向中外对话解释：“现在只是告诉大家有这个模式，在将来还应该会出具体细则来告诉地方，要按什么比例兑付，要怎么兑付。”秦海岩则在4月23日有关能源法的线上研讨会上分析认为，考虑到补贴缺口和新增补贴需求这个庞大的“分母”，这个比例不会很高。
从长期来看，王斯成对补贴拖欠问题仍持悲观态度，他认为由于光伏行业依然有补贴需求，补贴的历史问题难解决，将来还可能会越欠越多。但马丽芳相对比较乐观，她认为随着可再生能源的发展，陆上风电将在2021年不再收到补贴，光伏也会因为技术进步等原因，慢慢转向平价。需要补贴的存量项目会越来越少，而用作补贴的那部分基金并不会减少，这样下去补贴缺口在达到一个峰值后就会越来越小，“风能专委会(CWEA)算下来可能到2035年或者2040年左右能补上缺口”。
江苏南通的光伏生产车间。图片来源：Alamy
开启平价上网时代?
无论补贴问题最终会以何种形式解决，可再生能源平价上网时代已经不可避免地到来了。即将离开补贴“独立生存”，也即将和煤电价格进行竞争，当下的中国风电和光伏行业准备好了吗?
作为中国首批平价风电示范项目中第一个并网发电的项目，位于甘肃省玉门市的中核黑崖子50兆瓦风电平价上网示范项目在去年八月正式投入运营。据相关负责人介绍，该项目年可发电量约1.52亿千瓦时，上网电价和该省燃煤标杆电价一样，为0.3078元/千瓦时。安徽省马鞍山市的中广核安徽当涂260MW光伏项目则是中国首批平价光伏示范项目，目前的上网电价也做到了和该省燃煤标杆电价相同，为0.3844元/千瓦时。风电、光伏项目平价上网实例已在部分区域出现。
尽管有现成的案例，也有专家提出风电、光伏的技术成本已经可以和煤电竞争，但对于企业来说，无论是以存量项目转为平价也好，还是拿新建项目去申报平价也好，他们依然有自己的顾虑。
根据2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目的名单，去年存量项目自愿转为平价的项目共计25个，仅占全部项目的5%左右，其中90%是风电，主要分布在吉林、辽宁、安徽三省。多数企业不愿转平价的原因主要还在价格——有补贴的情况下，企业收益总是更高。但今年补贴政策新提出的“自愿转为平价项目可优先兑付补贴资金”这一条或许又会激发存量项目转为平价项目的积极性。
对于新建项目来说，尽管风电、光伏的技术成本的确在下降，但高昂的非技术成本仍是项目实现平价上网的阻碍。根据业内杂志《能源评论》，非技术成本主要包括限电成本、土地税费成本、融资成本、前期开发等费用。据统计，风电和光伏的非技术成本都占到整体投资的20%甚至更多。 其中，限电成本是因为电力系统消纳能力有限，无法全额消纳项目所发电量而产生的，弃光、弃电问题一直是行业内部的困扰。
对此，正在酝酿出台的中国首部《能源法》将带来利好。中国人民大学法学院能源法中心主任李艳芳在4月23日关于《能源法》征求意见稿的线上研讨会上表示，《征求意见稿》中涉及的消纳保障制度、保障性收购制度等有助于解决风电、光伏的消纳问题，降低弃风、弃光率。此外，《征求意见稿》对能源输配管网等垄断性企业也进行了监管性规范，要求管网对能源“公平接入、无歧视开放”。李艳芳认为，目前管网对可再生能源的电力上网可能不够友好，而这里提到的“公平接入”是希望能消除这种“歧视”。
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