日前，國家能源局發布了《關于可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》，同時也隨文發布了2017-2020年期間風電和光伏發電的年度和累計新增建設規模方案。
文件就加強目標引導、規劃引領、電力送出和消納、健全規模管理機制等多個方面提出了指導性意見，為解決棄風棄光棄水和補貼資金不足等問題指明了方向，尤其是新增建設規模方案，猶如一劑強心劑，讓產業感覺信心倍增，熱情再次燃起。
然而，熱情高漲的背后也有隱憂。
最大的問題就是補貼拖欠嚴重導致項目面臨巨大風險。隨著開發布局向東部縱深發展，土建和人工成本有所上升，加之行業開發建設熱情高漲，設備價格近期下降不明顯。因此，光伏項目對于補貼的依賴程度并沒有如大家期望的那樣快速降低，補貼依然是項目守住盈虧線的最關鍵因素。
但是，補貼是不給力的。根據有關機構的統計，截至2016年底，我國可再生能源補貼資金缺口已超600億元，預計到2020年缺口將累計超過3000億元。“十三五”期間，僅針對光伏的補貼需求就將遠超過2000億元。
隨著裝機規模的擴大，資金需求像滾雪球一樣快速增長，缺口只會一步步加大，企業風險增加，產業內部矛盾加劇。截止到2016年底，光伏并網裝機容量為77.42GW，而進入前六批補貼目錄的2015年2月之前的項目只有25.9GW，也就是說目前只有25.9GW理論上可以拿到補貼（前五批大部分補貼已到位，第六批未能統計）。而另有51.52GW（77.42-25.9）還不知道什么時候或者能不能拿到補貼，這部分補貼需求每年大約為300億元的規模，4年間超過1000億元，而這還只是歷史的欠賬。
2017-2020年新增建設規模方案中提出的超過86GW的容量，即使補貼強度降低了，保守測算，4年間補貼資金累計需求也在1000億元以上。也就是說，到2020年前，國家怎么安排這2000多億元的補貼，仍存在很多不確定性因素，給項目帶來很大風險。所以，企業應該清楚，方案中只是把規模指標給出來了，補貼管不了，風險請自擔。企業要根據實際情況，綜合測算風險和收益，對“大紅包”背后的隱憂要有充分估計。
再從微觀角度來分析一個項目，以二類光照資源地區的100MW光伏電站為例：利用小時數按1100計，其電價平均為0.75元/kWh(其中燃煤標桿電價0.315元/kWh、補貼0.435元/kWh，分批到位)。總投資按照6元/瓦，共6億元，其中按貸款比例為70%，綜合利率6.5%，期限10年計，項目投產后的前3年內，如果補貼不到位，每年僅可獲燃煤標桿電價收益0.36億元，尚不足支付每年大約0.8億元的貸款本息，現金流為負數，每年凈虧損4400萬元左右。
如果前三年，銀行貸款只支付利息部分，尚可勉強度日。如果補貼拖欠超過三年，哪個企業還能長期繼續持有呢？屆時這些資產價格能值幾何？有錢人可以準備抄底。沒資金實力的企業除了盯著指標外，還是認真看看文件中的風險提示吧。
之所以出現這樣的局面，很大程度上與我國能源發展規劃、價格、財政等主管部門不協調有很大關系。如果把可再生能源發電項目比作一個孩子，國家能源局負責孩子的出生，國家發改價格部門負責孩子吃什么檔次的奶粉，財政部負責奶粉供應的數量，各負其責，表面無可挑剔，而實際上容易出現“管生不管養”的問題，管理不協調，孩子的健康成長得不到很好的保障。那么如何扭轉這種局面呢？其核心還是補貼問題，國家在做指標引導的同時，也要解決補貼問題。
一是提高電價附加標準或者增加財政預算來補足缺口資金，并加大對應收未收上來的電價附加費用的征收力度。
例如，把附加標準從現在的0.019元/千瓦時提高到0.03元/千瓦時，但附加標準也不能無限度提高。
二是轉變補貼方式，建立市場化的補貼機制。目前，我國已經建立起自愿認購的綠證交易機制，但要想借此對可再生能源發展起到實質性推動作用，未來還必須建立強制性認購交易市場。這種補貼方式，不僅是解決補貼資金來源和提高補貼效率的有效辦法，并且能夠通過市場化交易，實現可再生能源電力優先上網。同時，也需進一步優化制度設計，體現不同可再生能源品種的成本差異，最終實現整個產業的可持續發展。
除了補貼問題本身，面對嚴峻的補貼資金壓力和未來發展形勢，技術進步和降低成本才是推進行業發展的創新方式。
為此，文件也提出了創新發展方式促進技術進步和成本降低的一系列措施，光伏平價上網的目標越來越清晰可見。同時，也要探索如何將化石能源外部性成本內部化的有效工具，如燃料稅、環境稅與碳稅等，建立公平對等的價格競爭基礎，共同作用，提升可再生能源電力在電力系統中的比例。
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