金秋十月，各类全国性可再生能源会议纷沓而至。记者观察发现，这些会议在探讨行业前景的同时，都绕不过一个交集——可再生能源的补贴发放问题。业内预计，今年可再生能源电价附加资金缺口将达300亿元以上，若得不到有效解决，本已严峻的可再生能源补贴拖欠将持续恶化。与此同时，本报记者日前获悉，光伏及风电上网标杆电价即将于明年1月起逐步下调。在此背景下，按时、按量发放可再生能源补贴的必要性进一步凸显。

　　“雪上加霜”的是，当前煤电价格下调预期强烈，火电与新能源电价差距进一步拉大几成必然，势必将推升传统能源的使用。在此背景下，有专家担心，不排除短期内传统能源“逆替代”可再生能源的可能，进而降低或抵消国内已经取得的节能减排效果，最终深刻影响能源结构调整的大战略。

　　“逆替代”危局

　　随着巴黎气候峰会日益临近，国内节能减排压力只增不减，可再生能源从“补充能源”向“替代能源”角色的转变也日趋明朗。厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强在接受《中国能源报》记者采访时表示：“当前国内能源结构调整效果正在显现。以煤炭为例，国内煤电占比已经从几年前的80%下降到75%，今年的比例有望降至73%，甚至更低。受煤炭市场不景气影响，煤价自2012年5月以来持续下跌，未来煤电上网电价仍存较强的下调预期。”

　　阳光电源董事长曹仁贤在接受《中国能源报》记者采访时也表示：“传统能源价格走低，客观上将再次拉大火电与风电、光伏上网标杆电价的差距，这相当于增加了新能源的利用成本，火电在价格方面有了更多比较优势，在这种情况下，需要警惕短期内发生能源利用的逆替代。”

　　据记者了解，国内能源“逆替代”已有先例。去年六月，国内成品油价格出现“九连跌”，大部分低端微利的企业在短期内放弃清洁能源，重新改用传统能源。如今，煤电价格下调预期强烈，这一现象重现的可能性大幅增加。“若用户不受强有力行政约束且各能源可以自由转换，从成本角度看，最佳选择无疑是便宜的煤炭、石油等传统能源。”国家发改委价格监测中心刘满平介绍，“逆替代”现象在用能大省较为突出，这种效应不利于我国能源消费结构调整、能源利用效率提高和环境污染治理。

　　值得注意的是，有业内人士指出，目前业界对清洁能源的贡献仍存在认知差异，习惯于计算清洁能源的有形价值，只关注到清洁能源得到补贴，却没有认识到清洁能源对环境的巨大贡献。“如果有成熟的碳交易和碳税征收平台，清洁能源对环境的贡献是可以用数据直观呈现出来的，而化石能源的规模化使用对环境的污染巨大，并且化石能源的消耗也是不可持续的。”曹仁贤指出，“就像劳动力成本的持续上升，能源成本的上升也是必然的，这是个痛苦的选择，但要理性看待，从长远可持续发展的角度看，需要给清洁能源发展留出空间和耐心，西方国家也并没有因为化石能源成本的上升或下降，使得清洁能源失去竞争力。”　

　　缺口并非“补得多”

　　可再生能源发展正面临“内忧外患”的尴尬。一方面煤电价格下调，可再生能源上网电价将面临更大竞争压力；另一方面，“遥遥无期”的发电端补贴拖欠也在拖累行业发展。

　　尽管政府“肯定会补，只是时间问题”的承诺让企业安心不少，但涉及“该不该补贴？”、“补贴是否‘过头’？”的辩论却从未停止。极端观点甚至认为，缺口是给企业发放过多补贴所致。

　　“单纯从补贴资金总量来判断补贴是多是少并不科学，补贴资金量大是因为我国可再生能源产业的规模大。”林伯强指出，“如果企业经营获得暴利，那么可以说补贴给多了，但实际情况是大多数可再生能源企业盈利状况都不理想，换言之，国家的补贴可能不太够。”

　　据记者了解，相较于其它国家，我国针对可再生能源的补贴水平并不算高。例如德国可再生能源的平均补贴水平为17欧分/千瓦时，即使在大幅下调后，补贴也维持在12欧分/千瓦时，明显高于当前国内光伏单位补贴标准。

　　林伯强指出，清洁能源是全球的发展方向，是未来争夺全球能源话语权的关键，国外都在补贴，我们也需要补贴，清洁能源企业长期不赚钱肯定是不合理的；同样，清洁发展是社会责任，完全指望企业高额付出也不合理。

　　“现在不是给企业补贴过多的问题，事实上，不少企业因补贴延迟支付已承担了巨大的现金流包袱，乃至透支了巨大的财务成本。更有甚者，西部有的地区大幅度限发，等于连空头支票都落空了。”曹仁贤说，“很多可再生能源企业账面上盈利，实际上赚的是别人欠你的钱。按照财务计提原则，三年以上的欠账就要被抹掉，这很容易造成严重的企业三角债。”

　　提高标准释放资金压力

　　记者翻阅财政部公开数据发现，2014年我国可再生能源电价附加收入决算数为491.38亿元。在总支出中，中央本级支出为401.07亿元，其中用于光伏发电、风力发电、生物质发电的补助分别为52亿元、275亿元和74.07亿元，而2015年可再生能源补贴缺口近300亿，比往年有所增加。

　　据了解，国内可再生能源补贴的主要来源是财政年度安排的专项资金和依法征收的可再生能源电价附加收入。其中，提高可再生能源附加标准是解决资金缺口的主要途径。我国可再生能源附加经过4次标准的调整，现为1.5分/千瓦时，最后一次上调（2013年9月）距今已两年有余。我国早已制定了到2020年非化石能源占比达到15%的能源发展目标，其中，大力推广光伏和风力发电是实现该目标的关键，但按照当前执行的可再生能源附加标准，征收的资金显然已无法与日益增长的市场规模匹配。国家发改委能源所研究员时璟丽在接受《中国能源报》采访时为行业算了一笔账。“如果全部以可再生能源附加的形式解决，按照2020年发展风电2.2亿千瓦、光伏电1.2亿千瓦，煤电、风电、光伏价差不动计算，‘十三五’期间可再生能源电价附加需要调整为2.5分/千瓦时；若可再生能源电力规模再增加，则需求更大，以2020年风电2.5亿千瓦，光伏1.5亿千瓦测算，可再生能源附加标准需要调至3.5分/千瓦时。”时璟丽同时指出，2020年光伏产业发展的底线是1亿千瓦，才可能和国内上游的制造产业相匹配。

　　“补贴”历来被认为是碳税实施前的特殊阶段，今后收上来的碳税和化石能源税主要也将用来支持可再生能源发展，因此，合理的顶层设计和一套透明的补贴资金发放机制仍将是行业发展的关键。能源局有关领导也已经在多个场合明确表示，补贴关乎整个行业的生存，能源局方面将尽快解决补贴资金的问题，确保整个行业现金流和资金链的健康。但在补贴资金不能无限量增长的现阶段，可再生能源补贴政策将出现微调。一些被证明行之有效的政策会继续保留，确保给企业一个合理的利润空间，实现新能源从规模扩张型发展向质量效益型发展、从高补贴政策依赖模式向低补贴竞争力提高模式的两个转变。

　　据记者掌握的最新消息，国家发改委10月29日已召集财政部相关司、各大发电集团、国家电网、水规总院等部门就调整风电、光伏发电上网政策开展研究，并已初步形成了降低光伏、风电上网电价征求意见稿。意见稿内容显示，2016年起至2020年，风电上网标杆电价每年下调0.02-0.03分/千瓦时；光伏发电上网标杆电价也将逐渐下降0.03-0.04元/千瓦时，在电价下降、限电不改的情况下，可再生能源行业有可能面临更大的挑战，按时保量发放补贴更显重要。