相见时难别亦难——可再生能源发展基金的“前世今生”-第3页-北极星储能网

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2.2问题：补贴资金缺口不断扩大，重建设轻消纳带来弃风弃光隐患

补贴在我国风电和光伏发电行业过去二十余年的发展过程中起到决定性作用，极大程度的推动了我国风电和光伏装机容量的“大跃进”，以及技术的不断进步和革新；但是，财政补贴是政府用其财政的力量为行业发展提供支持，弥补行业在发展初期高投入、低收益起步阶段的资金缺口，但是过程中可能发生两类问题：

（1）随着宏观经济景气度下降、政府财政收入端压力持续上升，或行业发展资金需求持续扩大从而引起的政府支出端持续扩大开支，从而引起政府的财政缺口和补贴缺口逐步扩大，增加政府的财政负担和企业的资金压力；

（2）补贴带来的盈利性会吸引资金涌入行业从而带动行业产能的迅速攀升，但是如果需求端始保持平稳增长，行业扩张过快将带来产能过剩，产能的进一步增长将不利于行业的持续发展，而在可再生能源领域则主要体现为弃风弃光率的提升。

补贴缺口持续扩大，政策不断调整优化但问题仍存

如果单纯分析历年可再生能源发展基金的收入和支出情况，其发展是“健康的”：每年的收支情况基本平衡，总体来看6年间还实现了37亿元的累计盈余；进一步对各类可再生能源支出情况进行分析，补贴的支出已经从前几年的“风电一家独大”逐步发展为风电和光伏平分秋色，2019年的支出预算中风电和光伏的补贴金额已基本一致。

那市场广泛认知的缺口从何而来？两个方面：

一是有大量符合条件的可再生能源项目尚未被纳入补贴目录，造成可再生能源电价附加补贴的支出金额远低于实际需要补贴的体量。可再生能源补贴目录前四批在2012年6月-2013年2月间密集公布，较好的覆盖了之前实现并网的可再生能源项目；但是从第五批起，公布时间逐渐拉长，同时增加了对并网时间的要求，最新一期的第七批目录于2018年6月公布，纳入项目的要求为2016年3月之前并网，因此2016年3月之后至2018年底并网的项目均未被纳入补贴目录，而这段时期的可再生能源仍处于高速发展期，大量并网项目无法被纳入目录，使得纳入补贴名录的风电/光伏/生物质项目占2018年底全国各类项目装机容量的比重仅为62%/25%/48%；根据国家发改委能源研究所研究员王斯成的测算，2018年底可再生能源补贴拖欠已经达到2000亿元。

二是对可再生能源电价附加征收的情况不及预期。根据相关规定，可再生能源电价附加应向全社会的用电用户按照规定的标准征收（除农业生产用户外），但是根据我们的测算，从2012年可再生能源发展基金成立之时起，可再生能源电价附加征收的比例始终低于70%，2018年的征收比例仅为62.13%；如果从2012年起全额征收可再生能源电价附加，累计的多征收金额可达1934亿元，基本可以覆盖2018年底的补贴拖欠。

在此背景下，政府也在不断的通过政策的优化和调整缓解补贴缺口的进一步扩大：一方面，伴随技术进步，风电和光伏的建造成本及平准化成本在近10年来迅速下降，政府也在逐步下调对应的上网标杆电价，从而减少补贴的支出；另一方面，可再生能源电价附加征收标准先后五次上调，电价附加的收入体量也在逐年提升。虽然目前基金仍存在补贴资金到位及时性不强（审批程序较长，补贴多头管理等原因）、调整机制不甚灵活（容易造成抢装进而带来质量隐患）、补贴经济性有待商榷（根据《中国风电和光伏发电补贴政策研究》[王敏等]中的测算，包含大气污染和二氧化碳排放在内的火电燃煤每千瓦时的环境总成本在0.12元左右，低于风电和光伏发电每千瓦时的补贴金额）等问题，但是我国可再生能源发展正稳步走向健康发展的道路。

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弃风弃光严重影响发电效率，政策控制后已有显著改善

影响我国可再生能源发展的另一个严峻问题是弃风弃光率的不断增加。通过制定全额保障性收购制度保量、规定上网电价补贴保价实现了我国可再生能源的大发展，本意虽好，但是这种装机容量的“大跃进”同时带来了以下问题：输送管道的建设在短时间内无法跟上装机落地速度（同时还有调价和政策变化等因素带来的抢装进一步激化了电源和管道的不匹配矛盾），省网之前天然的输送壁垒在一定程度上阻隔了可再生能源的外送消纳之路（计划安排和地方政府间确定协议在可再生能源高速发展之时仍是电量跨省交易的主要方式），叠加量价全保后企业无需在意市场竞争导致的无穷扩张产能冲动，上述因素共同导致了我国弃风弃光情况从2015年起迅速恶化。

全国的弃风率从2014年的8%迅速提升至2016年的20.62%，甘肃、新疆、吉林等风电装机大省在高装机容量和低可再生能源消纳的双重因素作用下，弃风率在两年间迅速飙升至30%以上；弃光情况亦不容乐观，甘肃和新疆的弃光率在2015和2016两年始终维持在30%左右的高位。

在情况迅速恶化之时，政府的应对十分迅速且有效：《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》（国能新能[2016]54号）、《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（发改能源[2016]625号）、《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源[2016]1150号）等相关政策在2016年度密集出台，明确了各省需完成的非水电可再生能源电力消纳量的最低比重指标，设立了风电和光伏各类资源区的保障性收购最低小时数和相关的惩罚制度，并建立了持续有效的监测预警机制，我国的弃水弃风情况明显改善，发电效率亦有明显提升：根据全国新能源消纳监测预警中心的监测结果，我国的弃风弃光率从2017年起稳步降低，多数弃风情况严重地区的本地消纳条件有显著改善，叠加跨地区输送能力的持续提高，弃风弃光问题明显缓解，2018年全国的弃风和弃光率分别为7%和3%（分别同比下降5个pct和2.8个pct），虽和德国小于1%的弃风弃光率水平仍有一定差距，但相较之前已有非常明显的改善。

另一方面，在政策的激励和技术的不断进步下，各类资源区风电和光伏的利用小时数整体均有一定程度的提升。风电方面，全国风电投资预警结果已由2017年的“红六省”（内蒙古、吉林、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆）改善至2018年的“红三省”（吉林、甘肃、新疆）、再到2019年的“红两省”（甘肃、新疆），机组利用小时数显著改善的同时也重新打开了当地风电投资的大门；光伏方面，各重点省市的实际利用小时数同样实现了一定程度的提升。

原标题：相见时难别亦难——可再生能源发展基金的“前世今生”

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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