发展可再生能源助力经济低碳转型

可再生能源产业的健康发展需要立法、体制、政策和技术等多方面支持，今年两会期间，与会代表委员提出与可再生能源产业相关的多个提案，主要分为两个方面：

一方面是推动可再生能源发展和替代。全国人大代表曹仁贤建议提高可再生能源规划的前瞻性和预见性，“十四五”期间光伏发电新增规模不低于3亿千瓦，风电新增规模不低于1.5亿千瓦。第十三届全国人大代表、长城汽车总裁王凤英提出要大力推动氢能产业，通过政策引导社会资本投入，鼓励能源企业牵头建立稳定、便利、低成本的氢能供应体系。此外，全国政协委员，中国华能集团有限公司党组书记、董事长舒印彪表示，要进一步推进海上风电规模化集约化开发，加强科技创新，加大政策支持力度，加快海上风电发展助力东部能源转型。

另一方面是可再生能源价格补贴和税收。全国人大代表、国网湖南省电力有限公司董事长孟庆强提出完善电价机制，推动新能源上网电价与火电标杆电价“脱钩”，同时在顶层设计层面进一步出台政策支持“新能源＋储能”模式，为新能源高比例发展提供容量空间。十一届全国政协常委、全国人大代表、通威集团董事局主席刘汉元提出制定更具前瞻性的可再生能源发展目标、减轻光伏发电企业税费负担、解决光伏发电补贴拖欠、理清并优化光伏发电行业管理方式等。针对可再生能源消纳问题，全国政协委员、金风科技董事长武钢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（配额制）的考核管理办法，加大《可再生能源法》的执法力度，严格落实全额保障性收购制度，建立公平透明的电力交易市场机制，确保可再生能源充分消纳，推动可再生能源向平价时代有序平稳过渡。

可再生能源发电可以有效减少温室气体排放。据世界核能协会2011年报告，使用传统化石能源发电每吉瓦时产生温室气体排放均大于500吨二氧化碳当量，褐煤、煤、燃油、天然气发电每吉瓦时产生温室气体排放分别为1069、686、735和500吨二氧化碳当量。而可再生能源发电温室气体排放均在每吉瓦时100吨二氧化碳当量以下。太阳能和生物质能发电温室气体排放分别为85吨和45吨二氧化碳当量/吉瓦时，水能和风能发电温室气体排放均为26吨二氧化碳当量/吉瓦时。核能每吉瓦时发电温室气体排放28吨二氧化碳当量[1]。（如图1所示）

图1 全生命周期内不同能源发电温室气体排放强度

数据来源：世界核能协会

技术进步使可再生能源度电成本降低。近年来，随着技术进步，风、光等可再生能源度电成本大幅下降，2019年，中国陆上风电与光伏相对煤电的平均溢价为26％，较2010年的100％已然实现大幅下降。未来随着技术不断创新，其成本甚至将低于火电成本，据Wood Mackenzie电力与可再生能源最新研究《2019年中国各省区可再生能源竞争力分析报告》所示，中国陆上风电与光伏的平准化度电成本（LCOE）均值现已低于国内燃气成本，并将于2026年实现与煤电成本的竞争优势[2]。（如图2所示）

图2.中国各类能源平均发电成本及趋势（2010年-2040年）

数据来源：Wood Mackenzie

使用可再生能源电解水制氢可有效降低碳排放。利用太阳能光伏发电分解水制氢，氢气再与二氧化碳反应合成甲醇燃料，可用于替代车用汽、柴油。目前由于我国相对富煤，煤制甲醇具备成本优势。但在解决煤炭清洁高效利用的同时，却无法解决煤制甲醇过程必然产生的碳排放问题。随着可再生能源发电成本降低和电解水制氢技术的快速进步，其能量转换效率大幅提升，制氢成本显着降低。过去，电解水装置效率只有百分之五六十，相当于接近一半的电能被浪费，但兰州新区规模化电解水制氢技术的能量转化效率可提高15-20%以上，达到目前国际综合技术指标最高水平。在此基础上，电解水制氢的成本显著下降，现在接近天然气制氢成本，若采用弃光、弃风、弃水的电能，制氢成本可接近煤制氢成本，更重要的是可以实现制氢过程的零碳排放[3]。

可再生能源产业链的发展可提供战略新兴就业岗位。据IRENA数据，2019年全球可再生能源相关就业岗位超过1100万，比2017年增加120万。中国可再生能源就业岗位从2017年395.5万上升至2019年407.8万，增加了12.3万[4]。此外，我国多数风、光等可再生能源分布于西部地区，发展可再生能源及其转化技术可形成新兴产业，为西部地区带来战略新兴岗位的就业机会。

可再生能源补贴拖欠持续加剧，影响可再生能源企业的生存和行业可持续发展。首先，可再生能源补贴领取要在项目建成之后，根据可再生能源补贴目录分批次发放，且目录更新时间周期并不固定，最近的一批目录等待时间长达三年。其次，随着可再生能源的规模扩张，补贴需求不断攀升，导致补贴资金缺口不断加大，补贴拖欠现象日益严重。据统计，2017-2019年的补贴资金年度累计缺口分别达到1500亿元、2331亿元、3000亿元以上，预计到2030年将达到10000亿元。2019年底，全国人大常委会关于《中华人民共和国可再生能源法》实施情况的报告指出，“十三五”期间90%以上新增可再生能源发电项目补贴资金来源尚未落实。此外，新冠危机造成的延迟投产也影响了中国光伏和陆上风电装机容量的增长，使得今年融资明年投运的可再生能源项目存在不确定性，加剧其融资困难，预计中国分布式光伏项目增长将放缓。随着中国电力需求的放缓，在未出台新的补贴政策情况下，没有补贴的地面电站项目可能会被推迟或取消[5]。

消纳难题已在很大程度上得到改善，但仍然无法从根本上得到解决。2015年开始我国弃风弃光现象引起重视后，国家采取了一系列政策措施进行调控，使得弃风弃光问题总体上得到改善，弃风弃光率持续下降，但部分地区情况依然较为严重。2019年全国弃风电量总计169亿千瓦时，同比减少108亿千瓦时，平均弃风率4%，同比下降3个百分点，弃光率降至2%，同比下降1个百分点。风电、光伏消纳难的问题主要集中在西北省份。新疆、甘肃、内蒙古三省区弃风率仍超5%，分别为14%、7.6%和7.1%，弃风电量合计136亿千瓦时，占全国弃风电量的81%。西北地区弃光电量占全国的87%。西藏、新疆、甘肃三省弃光率分别为24.1%、7.4%、4.0%，青海弃光率则提高至7.2%，均大幅超过全国平均弃光率[6]。

新增装机容量下滑、储能推广性较差影响企业盈利能力。据IEA数据，2019年中国光伏年度装机容量已连续第二年下滑，同比下降32%至30 吉瓦。2019年7月，约23吉瓦的地面和商用光伏发电项目参与竞价上网，电价同比下降15%-40%，项目盈利能力显著降低[7]。此外，储能的推广性较差也为可再生能源项目带来了潜在风险。目前常见的储能方式主要分为物理储能、化学储能和电磁储能。其中技术较为成熟的物理储能方式为抽水蓄能，其能量转换效率在70%-85%，但因为建设周期过长以及地形要求过高等因素制约，无法大规模推广。化学储能因其成本较高，大容量储能技术尚不成熟，产品性能尚无法满足储能要求，暂时无法实现商业运营。

两会期间，金风科技董事长武钢建议将可再生能源补贴纳入特别国债支持范畴，由财政部使用特别国债资金向可再生能源企业发放拖欠的补贴，促使可再生能源企业恢复“供血”和“造血”机能。一方面，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当前资金缺口；另一方面，将发债募集资金发放至可再生能源企业，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。

除此之外，随着经济的增长和融资环境的改善，预计2021年商用光伏项目将更加普及，金融手段能为可再生能源产业提供资金支持，通过发行债券等直接融资手段以及获取专项贷款等间接融资手段支持相关企业走出困境。在直接融资层面，针对具体落地的可再生能源项目，可设立PPP基金将资金直接投向项目；针对项目参与过程中的企业主体，可以推动资本市场设立环保类VC/PE基金，将资金投向优质且具有增长潜力的可再生能源企业。在间接融资层面，银行、信托、资管公司等可为可再生能源项目提供各类贷款支持，降低贷款成本。此外，由于可再生能源项目投资与运营周期长，金融资本可以凭借自身优势在项目投融资中采取产融结合模式，对可再生能源企业实现控股和直接经营，从而在解决资金缺口的同时实现可再生能源产业长期可持续发展。

作者：

杜晋叶  中央财经大学绿色金融国际研究院助理研究员