近日，不少媒体都在转发《财经》的一则消息，并加上“重大利好”等标题。
本来，可再生能源补贴强度维持20年不变，是《国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用 促进光伏产业健康发展的通知》(发改价格〔2013〕1638号)和之后每一次调整标杆电价的文件都在强调的，由国家发改委进行背书，增强民众对光伏产业的信任。将这一点解读为利好，一方面可能是对政策文件的延续性有顾虑，另一方面，也可能与前段时间业内流传的可再生能源配额制第二轮征求意见稿(未公开)有关。
与上一轮征求意见相比，第二轮征求意见多了一项重要内容，即
按省份划定风电和光伏的最低保障利用小时数，在保障利用小时数之内国家可再生能源基金给予全额补贴，保障利用小时数之外的发电量不再获得补贴支持，但发电企业可以获得绿证并且出售获得增量收益，但金额不得超过原先的补贴数额。
把政策翻译成大白话，其实是说：无论老项目还是新项目，只有一部分发电量能拿到全额国家补贴，其余发电量就靠你们自己卖(hua)绿(yuan)证了，能拿到多少钱，看你们的本事，但肯定比原来少。
据《财经》报道，7月初，国家能源局先后召开两次闭门座谈会，重新确定了配额制的思路和与绿证制度相结合的方式。目前削减存量补贴的想法已经被推翻，在会上，能源局分管业务领导明确，保持新能源补贴强度不变，同时引入绿证交易制度。具体而言，新能源运营商可以先通过出售绿证获得收益，收益与原补贴总额之间的差额由可再生能源基金补足。
补贴力度不降低，存量项目不贬值，这大概可以称之为利好了。但笔者有一点担心，如果用可再生能源基金为新能源项目收益托底，新能源企业和配额制考核对象都没有压力，绿证价格会降到什么水平?靠这种方式实现可再生能源配额比例，是否太想当然了呢?
回顾可再生能源配额制提出的过程
2016年2月29日，国家能源局发布《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)，对各省级行政区2020年全社会用电量中的非水电可再生能源电力消纳量比重指标进行了规定，如北京、河北10%，浙江、广东7%等。
2018年3月23日，国家能源局综合司发布《关于征求<可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)>意见的函》，开始第一轮征求意见。从这一稿来看，不仅增加了全部可再生能源消纳占比的要求，还结合2017年实际情况，提出2018年消纳要求，并对部分省份的非水可再生能源电力消纳比重目标进行调整，具体如下：
将最新的要求与2016版相对比，18个省级行政区的要求都有提高，其中青海、湖南、江西、黑龙江、宁夏、安徽、吉林、河南的增幅最大，均超过6个百分点，青海增幅更是高达15.5个百分点。从完成度来看，内蒙古、云南已经提前完成2020年消纳目标，辽宁已完成下调后的消纳目标，但湖南、江西、青海、黑龙江、安徽、河南6个省距离消纳要求还有较大差距，均超过5个百分点。
如果乐观一点，这一版征求意见稿是可以称作利好的，特别是2017年非水可再生能源消纳比重与2020年目标差距较大的省份，为了鼓励相关企业在本地投资建设光伏、风电项目，可能给予一定地方补贴。假定各地都能严格执行上述要求，不考虑弃风弃光、地方政府“雁过拔毛”等因素，将给光伏、风电等可再生能源带来巨大市场。
但传统能源的话语权从来都不容小觑。在第二轮征求意见中，可再生能源配额将通过牺牲相关投资企业利益的方式实现。包括已经并网的光伏、风电项目，都面临着收益大幅缩水、银行进一步抽贷的可能。据悉，国家能源局原计划6月底公开发布第二次征求意见稿，但最终取消，就是因为第二版征求意见稿的内容传播出来，给新能源行业造成了巨大恐慌。
7月30日，在能源局新闻发布会上，新能源和可再生能源司副司长梁志鹏透露，可再生能源电力配额制工作正在研究制定，准备近期再次向各方面征求意见。不出意外的话，这份征求意见稿3.0版与《财经》所说基本一致，通过绿证确保可再生能源消纳比例，再由可再生能源基金补足差额。那么，这一方案能同时解决消纳和补贴拖欠问题吗?
难度很大!
1、绿证交易价格难保障
根据中国绿色电力证书认购交易平台统计，截至目前，光伏绿证成交量150个，只能说聊胜于无，且整个7月交易量为零，与去年刚推出时业内人士争相认购形成鲜明对比。
我们将该平台公开的部分成交记录(82个)统计如下：
*青海可再生能源企业与电网公司结算电价非燃煤电价，而是水电加权后得出
上述交易记录的加权平均成交价为708.26元，加权平均折扣为100.1%，基本接近补贴强度。与部分企业沟通后了解到，一些项目绿证折扣率高于100%，是因为他们按当时所需的补贴强度对绿证进行标价，但后来煤电标杆电价上涨，补贴强度有所下降。事实上，绿证价格是不允许高过补贴的。
风电绿证由于价格相对较低，成交量比较高，无法一一分析，我们选择了3个采用电价核准制以后并网的项目。
可以看到，除第一批挂牌交易的风电绿证可以拿到全部补贴外，后期上架的只能拿到八成补贴款，收益开始缩水。同时，根据平台统计，每挂牌156.41个风电绿证中就有1个可以实现交易，但光伏绿证平均需要挂牌1481.27个才有1个交易，显然，价格还是大家购买时的主要考虑因素。
如果把用能企业作为考核对象，让他们自己选购绿证，必然的结果就是风电大卖，光伏无人问津。此外，有了国家可再生能源基金托底，地方政府很可能要求新能源企业以极低的价格出售绿证，促成交易，帮助当地用能企业完成任务。但对可再生能源企业来说，他们到手的现金流极为有限，大部分补贴资金仍处于拖欠状态，配额制流于形式，表面的繁荣无法解决深层问题。
最极端的情况，就是无论风电、光伏，其绿证价格只有10-20元，相当于每度电拿到补贴1-2分钱，尚不及当地调整一次工商业电价的幅度，对用能企业来说九牛一毛，但当地的可再生能源消纳比重显著提升，政绩up up up!
2、投资企业纷纷转向风电
不仅绿证购买者倾向于选择便宜的风电绿证，投资者也会做出对自己有利的选择。业内主要的可再生能源投资企业中，国电投、中广核的风电累计装机都远超光伏，协鑫新能源、昌盛日电如果不是与制造企业有关联，恐怕在投资光伏项目前也会犹豫一下，是否有更好的选择。
此前笔者与彭博新能源高级分析师刘雨菁探讨海外市场时，她就表示，如果双反、201调查等因素不断推高光伏产品价格，增加光伏项目投资成本，很多投资商会倾向于用风电满足(清洁能源)电力需求。从实际情况来看，很多地区风电利用小时数都高于光伏，核准的风电项目依然能进入国家补贴目录。(当然，周期会很长，你懂的。)那么，我们有什么理由强迫投资企业坚守阵地呢?
跳出行业看光伏，现实比我们想象的更为残酷。入行以来，笔者坚持“风电光伏是一家，共同对抗传统能源”的观点，与风能协会等机构保持良好关系。如果未来风电与光伏成了竞争对手……光伏人的前进之路将更为艰难，更加寂寞。
3、更多人试图从中分一杯羹
尽管发改委、能源局等部门三令五申，保障性收购电量为最低保障目标，未制定保障性收购要求的地区应根据资源条件按标杆上网电价全额收购风电、光伏发电项目发电量。未经国家发改委、国家能源局同意，不得随意设定最低保障收购年利用小时数。但在实际执行中，无论是电量还是电价，都有打折的可能。
可再生能源这块肥肉，不知有多少双眼睛正紧盯着。上面列举的侵害可再生能源企业利益的地方规定只是一小部分，招商引资关门打狗、项目完工再收税费等更是屡见不鲜。在各方努力下，有些规定已经整改，有些仍在继续执行，或许还有一些即将出台。国家能源局虽然出台了《关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》(国能发新能[2018]34号)，但没有对各种不合理现象进行纠偏，必然有更多地方政府无所顾忌，强迫新能源企业为当地“做贡献”。
综上，对于即将开始第三轮征求意见的可再生能源配额制，我们实在乐观不起来。如果没有强制的价格/折扣下限，如果对风电、光伏绿证没有区别对待，光伏企业仍要背着补贴拖欠的包袱，步履维艰。
按照相关领导的意见，今年年底前，可再生能源配额制将正式发布施行。也就是说，留给我们争取权益的时间，不多了。
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