近日，不少媒體都在轉(zhuǎn)發(fā)《財經(jīng)》的一則消息，并加上“重大利好”等標題。

本來，可再生能源補貼強度維持20年不變，是《國家發(fā)展改革委關于發(fā)揮價格杠桿作用 促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通知》(發(fā)改價格〔2013〕1638號)和之后每一次調(diào)整標桿電價的文件都在強調(diào)的，由國家發(fā)改委進行背書，增強民眾對光伏產(chǎn)業(yè)的信任。將這一點解讀為利好，一方面可能是對政策文件的延續(xù)性有顧慮，另一方面，也可能與前段時間業(yè)內(nèi)流傳的可再生能源配額制第二輪征求意見稿(未公開)有關。

與上一輪征求意見相比，第二輪征求意見多了一項重要內(nèi)容，即

按省份劃定風電和光伏的最低保障利用小時數(shù)，在保障利用小時數(shù)之內(nèi)國家可再生能源基金給予全額補貼，保障利用小時數(shù)之外的發(fā)電量不再獲得補貼支持，但發(fā)電企業(yè)可以獲得綠證并且出售獲得增量收益，但金額不得超過原先的補貼數(shù)額。

把政策翻譯成大白話，其實是說：無論老項目還是新項目，只有一部分發(fā)電量能拿到全額國家補貼，其余發(fā)電量就靠你們自己賣(hua)綠(yuan)證了，能拿到多少錢，看你們的本事，但肯定比原來少。

據(jù)《財經(jīng)》報道，7月初，國家能源局先后召開兩次閉門座談會，重新確定了配額制的思路和與綠證制度相結(jié)合的方式。目前削減存量補貼的想法已經(jīng)被推翻，在會上，能源局分管業(yè)務領導明確，保持新能源補貼強度不變，同時引入綠證交易制度。具體而言，新能源運營商可以先通過出售綠證獲得收益，收益與原補貼總額之間的差額由可再生能源基金補足。

補貼力度不降低，存量項目不貶值，這大概可以稱之為利好了。但筆者有一點擔心，如果用可再生能源基金為新能源項目收益托底，新能源企業(yè)和配額制考核對象都沒有壓力，綠證價格會降到什么水平?靠這種方式實現(xiàn)可再生能源配額比例，是否太想當然了呢?

一起回顧可再生能源配額制提出的過程

2016年2月29日，國家能源局發(fā)布《關于建立可再生能源開發(fā)利用目標引導制度的指導意見》(國能新能〔2016〕54號)，對各省級行政區(qū)2020年全社會用電量中的非水電可再生能源電力消納量比重指標進行了規(guī)定，如北京、河北10%，浙江、廣東7%等。

2018年3月23日，國家能源局綜合司發(fā)布《關于征求<可再生能源電力配額及考核辦法(征求意見稿)>意見的函》，開始第一輪征求意見。從這一稿來看，不僅增加了全部可再生能源消納占比的要求，還結(jié)合2017年實際情況，提出2018年消納要求，并對部分省份的非水可再生能源電力消納比重目標進行調(diào)整，具體如下：

將最新的要求與2016版相對比，18個省級行政區(qū)的要求都有提高，其中青海、湖南、江西、黑龍江、寧夏、安徽、吉林、河南的增幅最大，均超過6個百分點，青海增幅更是高達15.5個百分點。從完成度來看，內(nèi)蒙古、云南已經(jīng)提前完成2020年消納目標，遼寧已完成下調(diào)后的消納目標，但湖南、江西、青海、黑龍江、安徽、河南6個省距離消納要求還有較大差距，均超過5個百分點。

如果樂觀一點，這一版征求意見稿是可以稱作利好的，特別是2017年非水可再生能源消納比重與2020年目標差距較大的省份，為了鼓勵相關企業(yè)在本地投資建設光伏、風電項目，可能給予一定地方補貼。假定各地都能嚴格執(zhí)行上述要求，不考慮棄風棄光、地方政府“雁過拔毛”等因素，將給光伏、風電等可再生能源帶來巨大市場。

但傳統(tǒng)能源的話語權從來都不容小覷。在第二輪征求意見中，可再生能源配額將通過犧牲相關投資企業(yè)利益的方式實現(xiàn)。包括已經(jīng)并網(wǎng)的光伏、風電項目，都面臨著收益大幅縮水、銀行進一步抽貸的可能。據(jù)悉，國家能源局原計劃6月底公開發(fā)布第二次征求意見稿，但最終取消，就是因為第二版征求意見稿的內(nèi)容傳播出來，給新能源行業(yè)造成了巨大恐慌。

7月30日，在能源局新聞發(fā)布會上，新能源和可再生能源司副司長梁志鵬透露，可再生能源電力配額制工作正在研究制定，準備近期再次向各方面征求意見。不出意外的話，這份征求意見稿3.0版與《財經(jīng)》所說基本一致，通過綠證確保可再生能源消納比例，再由可再生能源基金補足差額。那么，這一方案能同時解決消納和補貼拖欠問題嗎?

索比光伏網(wǎng)的觀點是：難度很大!

1、

根據(jù)中國綠色電力證書認購交易平臺統(tǒng)計，截至目前，光伏綠證成交量150個，只能說聊勝于無，且整個7月交易量為零，與去年剛推出時業(yè)內(nèi)人士爭相認購形成鮮明對比。

我們將該平臺公開的部分成交記錄(82個)統(tǒng)計如下：

*青海可再生能源企業(yè)與電網(wǎng)公司結(jié)算電價非燃煤電價，而是水電加權后得出

上述交易記錄的加權平均成交價為708.26元，加權平均折扣為100.1%，基本接近補貼強度。與部分企業(yè)溝通后了解到，一些項目綠證折扣率高于100%，是因為他們按當時所需的補貼強度對綠證進行標價，但后來煤電標桿電價上漲，補貼強度有所下降。事實上，綠證價格是不允許高過補貼的。

風電綠證由于價格相對較低，成交量比較高，無法一一分析，我們選擇了3個采用電價核準制以后并網(wǎng)的項目。

可以看到，除第一批掛牌交易的風電綠證可以拿到全部補貼外，后期上架的只能拿到八成補貼款，收益開始縮水。同時，根據(jù)平臺統(tǒng)計，每掛牌156.41個風電綠證中就有1個可以實現(xiàn)交易，但光伏綠證平均需要掛牌1481.27個才有1個交易，顯然，價格還是大家購買時的主要考慮因素。

如果把用能企業(yè)作為考核對象，讓他們自己選購綠證，必然的結(jié)果就是風電大賣，光伏無人問津。此外，有了國家可再生能源基金托底，地方政府很可能要求新能源企業(yè)以極低的價格出售綠證，促成交易，幫助當?shù)赜媚芷髽I(yè)完成任務。但對可再生能源企業(yè)來說，他們到手的現(xiàn)金流極為有限，大部分補貼資金仍處于拖欠狀態(tài)，配額制流于形式，表面的繁榮無法解決深層問題。

最極端的情況，就是無論風電、光伏，其綠證價格只有10-20元，相當于每度電拿到補貼1-2分錢，尚不及當?shù)卣{(diào)整一次工商業(yè)電價的幅度，對用能企業(yè)來說九牛一毛，但當?shù)氐目稍偕茉聪{比重顯著提升，政績up up up!

2、

不僅綠證購買者傾向于選擇便宜的風電綠證，投資者也會做出對自己有利的選擇。業(yè)內(nèi)主要的可再生能源投資企業(yè)中，國電投、中廣核的風電累計裝機都遠超光伏，協(xié)鑫新能源、昌盛日電如果不是與制造企業(yè)有關聯(lián)，恐怕在投資光伏項目前也會猶豫一下，是否有更好的選擇。

此前筆者與彭博新能源高級分析師劉雨菁探討海外市場時，她就表示，如果雙反、201調(diào)查等因素不斷推高光伏產(chǎn)品價格，增加光伏項目投資成本，很多投資商會傾向于用風電滿足(清潔能源)電力需求。從實際情況來看，很多地區(qū)風電利用小時數(shù)都高于光伏，核準的風電項目依然能進入國家補貼目錄。(當然，周期會很長，你懂的。)那么，我們有什么理由強迫投資企業(yè)堅守陣地呢?

跳出行業(yè)看光伏，現(xiàn)實比我們想象的更為殘酷。入行以來，筆者堅持“風電光伏是一家，共同對抗傳統(tǒng)能源”的觀點，與風能協(xié)會等機構保持良好關系。如果未來風電與光伏成了競爭對手……光伏人的前進之路將更為艱難，更加寂寞。

3

、

盡管發(fā)改委、能源局等部門三令五申，保障性收購電量為最低保障目標，未制定保障性收購要求的地區(qū)應根據(jù)資源條件按標桿上網(wǎng)電價全額收購風電、光伏發(fā)電項目發(fā)電量。未經(jīng)國家發(fā)改委、國家能源局同意，不得隨意設定最低保障收購年利用小時數(shù)。但在實際執(zhí)行中，無論是電量還是電價，都有打折的可能。

可再生能源這塊肥肉，不知有多少雙眼睛正緊盯著。上面列舉的侵害可再生能源企業(yè)利益的地方規(guī)定只是一小部分，招商引資關門打狗、項目完工再收稅費等更是屢見不鮮。在各方努力下，有些規(guī)定已經(jīng)整改，有些仍在繼續(xù)執(zhí)行，或許還有一些即將出臺。國家能源局雖然出臺了《關于減輕可再生能源領域企業(yè)負擔有關事項的通知》(國能發(fā)新能[2018]34號)，但沒有對各種不合理現(xiàn)象進行糾偏，必然有更多地方政府無所顧忌，強迫新能源企業(yè)為當?shù)?ldquo;做貢獻”。

綜上，對于即將開始第三輪征求意見的可再生能源配額制，我們實在樂觀不起來。如果沒有強制的價格/折扣下限，如果對風電、光伏綠證沒有區(qū)別對待，光伏企業(yè)仍要背著補貼拖欠的包袱，步履維艱。

按照相關領導的意見，今年年底前，可再生能源配額制將正式發(fā)布施行。也就是說，留給我們爭取權益的時間，不多了。