取消
核心提示 新冠肺炎疫情给今年我国新能源发展和消纳带来了一定的挑战。项目建设延迟、国外疫情加速蔓延等不利因素不会改变我国新能源发展的大趋势。相关部门需要适时优化调整有关政策措施，为稳定新能源行业发展提供坚实保障。
受疫情影响，新能源行业面临大考
2019年，我国对新能源相关政策做了较大的调整，全年全国光伏发电新增装机仅3010万千瓦，相比2017年、2018年新增装机分别下降了53%、34%。今年以来，新能源发电支持政策陆续出台，项目平价能力进一步提高，还有一部分去年的项目顺延至今年投产，这使得社会各界对今年新能源装机快速增长充满了期待。
然而，突如其来的新冠肺炎疫情对我国新能源发电项目建设和并网进度造成了一定影响。从项目建设情况来看，受疫情影响，新能源企业复工复产面临原材料产量不足、关键设备供应不上等状况，新能源项目建设相对滞后。1～2月，国家电网经营区域新能源累计新增装机412万千瓦，同比降低38%，特别是2月份，风电和光伏发电新增装机仅分别为13万千瓦、65万千瓦。
另一方面，随着全球疫情形势日益严峻，部分零部件供应紧张状况逐步加剧。例如涉及风机叶片生产的聚氯乙烯原材料及风机轴承、齿轮箱等部件的进出口开始受限，预计此影响可能持续到今年上半年甚至第三季度。从政策层面来看，受疫情影响，3月初发布的《国家能源局关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》对今年平价项目、竞价项目的申报时间进行了调整，均比预期延后了1个半月左右。这可能导致今年大部分新增项目难以在下半年建成投产。
疫情不但影响了新能源项目建设和并网进度，还将对新能源运行消纳、补贴支付、降本增效等方面带来影响。
从消纳方面来看，全社会用电量增长不仅影响本地消纳，还制约跨省跨区电量交易和输送，是影响新能源消纳的关键因素。在今年一季度用电量增速放缓的情况下，新能源消纳面临较大挑战。
从补贴方面来看，目前从终端用户用电量中征收电价附加是我国可再生能源补贴资金的主要来源，但用电量增速下降导致补贴资金征收与补贴需求不足的矛盾仍然突出。根据财政部等部门年初出台的《关于印发〈可再生能源电价附加资金管理办法〉的通知》要求，今年将把除七批补助目录之外的、符合“十三五”规划的可再生能源项目逐步纳入补贴清单。如果按照今年用电量平均增速及最大可能征收电量的范围测算，今年征收补贴资金规模约930亿元左右，比去年提高了30亿元左右。这些增量资金仍不能满足进入补贴清单存量项目的补贴需求，也对目前可再生能源补贴缺口问题解决帮助较小。
从成本方面来看，疫情对新能源项目实现平价上网带来较大挑战。风电、光伏发电电价调整政策、平价上网政策对2020年以后新能源平价上网提出了具体要求，其中明确了陆上风电要实现发电侧全面的平价上网。目前，部分资源较好地区的优质项目基本能够满足平价上网条件，但仍有一些项目难以达到要求。疫情还导致硅料、硅片、玻璃等原材料，以及齿轮箱、发电机、逆变器等核心设备供应紧张，短期内推高了风机、光伏组件的制造成本。此外，疫情对无人或少人值班工作模式提出新的需求，后续新能源场站将配置更多的远程集控系统、基于5G的工业互联网平台、智能运维等软硬件设施。这部分新增投入对降低新能源电站建设和运营成本也形成新的压力。
建议出台相关支持政策，稳定行业发展预期
新能源作为我国能源转型的重量力量，未来还将加快发展。虽然疫情对今年新能源发展和消纳可能带来一定影响，但不会改变新能源发展的大趋势。根据国家发展改革委、国家能源局2016年印发的《能源生产和消费革命战略(2016～2030)》，2030年、2050年我国非化石能源占一次能源消费比重将达到20%和50%。据此测算，2030年、2050年我国新能源装机将分别达到约12亿千瓦、28亿千瓦，占全国电源总装机的比重将提升至40%、53%，逐步实现由“替代电源”向“主力电源”转变的跨越式发展。
为确保我国新能源健康、平稳、可持续发展，长期来看，需要建立促进新能源发展和消纳的长效机制，充分调动各方资源力量，构建协同、联动、有序的发展格局。短期来看，当务之急是建立与疫情相适应的新能源政策措施体系，在国外市场受阻情况下大力开拓国内新能源市场，稳定行业发展预期。具体而言，建议在消纳目标、享受补贴电价的并网时限、非技术成本等方面调整或出台相关政策，给予支持。
一是优化调整不同地区的消纳目标。《清洁能源消纳行动计划(2018～2020年)》要求2020年风电、光伏发电利用率95%以上，并且明确了甘肃、河北、新疆等重点省份的消纳考核目标。考虑到不同地区受国内外疫情影响的程度不同，建议根据最新边界条件的变化，滚动测算新能源消纳能力，优化调整不同地区的消纳目标。
二是适当延长享受补贴电价政策的并网时间。2019年出台的风电上网电价政策要求2018年前核准但2020年年底前仍未并网的项目不再享受当时核准的电价;光伏竞争性配置政策要求每逾期一个季度并网电价补贴降低0.01元/千瓦时。考虑到疫情对项目进度的影响，对于之前遗留的核准在建项目，建议适当延长3个月以上的享受补贴电价政策的并网时间。
三是降低新能源发电项目开发的非技术成本。非技术成本在新能源发电项目开发建设成本中占比一般达到20%左右，有些项目甚至超过30%。降低非技术成本对当前缓解项目资金压力具有重要作用。建议进一步完善降低非技术成本的相关政策，对项目开发涉及的土地税费出台严格征收规定，优化税收政策，进一步减免增值税和所得税。同时，加强金融机构对项目开发的金融支持，在项目贷款、投融资方面给予优惠政策。
