“配额制”的推出，无疑将让可再生能源之一的光伏获得强大的推动力，尤其是在我们这个政府具有较大资源调动能力的市场环境中。
时隔数年之后，“配额制”终于再现曙光。有报道称，《可再生能源电力配额考核办法（试行）》已经获得发改委主任会议讨论通过，最后的修订工作也在近期完成，即将提交国务院批准。
根据机构测算，由“配额制”引发的电力缺口，可能将超过1000亿千瓦时，而这部分缺口，将主要由光伏、风电等来完成。
根据当前流传的信息来看，在配额指标分配方面，将有可能要求东部政府承担更多的发展新能源的指标，这意味着更适宜东部地区的分布式光伏将更有可能成为其最理想的选择。
不过，配额制要想达到预期的效果，可能还需要许多配套措施的支持，这包括与之对应的新能源电力的输送能力以及电网的智能化、有保障且支付及时的电价补贴、相应的融资能力，等等。
配额制下“分布式”的翻身机会
在“千呼万唤”之后，国家能源局终于发布了《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》（以下简称“通知”，）这份通知中的正文内容多达十五条，可谓是面面俱到，既涉及到了目前反应强烈的屋顶难找、融资难等问题，也涉及到了监测体系、产业体系等现实需求还不那么强烈的方面。
不过，如果通读整个《通知》的内容，或许就可以找到分布式至今发展缓慢的原因。
在将分布式的备案权下放到地方之后，各个地方拥有了对分布式光伏发展的绝对控制权。而至于分布式涉及到的融资难、备案程序不透明、补贴拖欠等问题，恐怕本来也不是能源主管部门一个部门所能解决的，这也正是为什么整个通知呈现最多的是“支持”和“鼓励”这样的词语。
力挺“分布式”
从上述《通知》来看，较有含金量的措施包括，在上网模式上，给了电站投资者更大的自由度。
《通知》规定，利用建筑屋顶及附属场地建设的分布式光伏发电项目，在项目备案时可选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式。
其中，“全额上网”项目的全部发电量由电网企业按照当地光伏电站标杆上网电价收购。
而已按“自发自用、余电上网”模式执行的项目，在用电负荷显著减少（含消失）或供用电关系无法履行的情况下，允许变更为“全额上网“模式。但在变更为“全额上网”模式的同时，项目单位要向当地能源主管部门申请变更备案，与电网企业签订新的并网协议和购售电合同，电网企业负责向财政部和国家能源局申请补贴目录变更。
允许投资业主在两种上网模式之间进行变更，无疑将有利于降低投资者对屋顶资源选择的难度。
对于投资者而言，找到在25年的光伏电站存续期内能够一直持续经营、且用电较为稳定的企业，可能太过于理想化，这也加大了相互之间匹配的难度。尽管由“自发自用、余电上网”模式变更为“全额上网”模式后，将有可能降低投资收益，但却是一种次优的选择。
此外，《通知》的另一大亮点在于扩大了分布式的认定范围，将在地面或利用农业大棚等无电力消费设施建设、以35千伏及以下电压等级接入电网（东北地区66千伏及以下）、单个项目容量不超过2万千瓦且所发电量主要在并网点变电台区消纳的光伏电站项目，纳入分布式光伏发电规模指标管理，执行当地光伏电站标杆上网电价。
此条措施，无疑在很大程度上减少了投资此类项目时所需要的程序。比如，《通知》就规定，对于前述项目，电网企业按照《分布式发电管理暂行办法》的第十七条规定及设立的“绿色通道”，由地级市或县级电网企业按照简化程序办理电网接入，并提供相应并网服务。
有报道称，在“十三五”中有关新能源发展的相关规划中，在光伏发电方面，定调为扩大屋顶分布式光伏发电应用规模，有序推进光伏基地集中开发，未来分布式将占主导。
东部地区未来可期
尽管光伏尤其是分布式获得了中央高层以及能源主管部门的大力扶持，但由于其涉及到的部门众多，仅靠一两个部门的支持，显然并不能解决其所面临的问题。
这在此次《通知》中也有所反应，虽然相关的扶持条款多达15条，但更多的措施在落实时还需要其他部门的配合和支持。
而从目前的信息来看，对分布式最大的利好，则来自于近期传出的与配额制有关的信息。
根据业内流传的信息，在配额的指标分配方面，将要求东部地区政府承担更多发展新能源的责任。这就意味着，东部地区每年需要更多的来自可再生能源的发电，以完成任务指标。
从现有选择而言，尽管东部政府也可以从西部地区输送新能源电力，但鉴于当前输送能力的现实，短期看很难满足此一需求。在这种情况下，自主发展新能源，就成为不二选择。
这可能会成为进一步刺激中东部地区发展包括光伏在内的新能源的催化剂，而受土地等资源的限制，分布式则将成为其最理想的选择。
配额制下光伏胜算几何？
近日，国家发改委能源研究所可再生能源发展中心主任任东明表示，8月中旬，发改委主任会议已经讨论通过了《可再生能源电力配额考核办法（试行）》（以下简称《考核办法》），最后的修订工作也在近期完成。下一步，这一文件将通过发改委提交给国务院进行批准。
根据这一《考核办法》，各省市在其每年的总电力需求中，必须包含一定比例的来自可再生能源的发电量，后者包括风电、太阳能发电、生物质能发电三项。
“配额制”消息一出，立即引起了业内的一片欢腾。
一些分析机构据此测算，由此带来的电力缺口巨大，可能将超过1000亿千瓦时。而这部分缺口，几无可能被尚未大规模发展的生物质发电等其他可再生能源补齐。因此，光伏、风电装机目标必然将上调，以完成可再生能源的配额指标。
分析人士认为，中长期来看，光伏和风电的行业增速（年度新增装机规模增速）将得到保障，预计至少高于电力需求增速（年均约6%~7%）一到两个百分点。
而具体到光伏与风电的各自情况来看，与风电相比，光伏产业链较长，产业整体对GDP的贡献相对也较大。不足是，在目前，新能源发展主要以地方政府为主导，且并不是每个地方都有光伏制造业，因此这一优势也并不是对所有地方都有吸引力。
此外，光伏的另一优势在于可以与建筑结合，在用户侧就实现并网。
不过，对于光伏而言，其最大的劣势，在于成本仍然要高于风电。
有媒体报道称，在“十三五”可再生能源规划的制定中，面临的一大压力正是经济性要求。2020年风电价格将与煤电上网电价相当，光伏发电与电网销售电价相当。这相当于风电从目前每度6毛钱降到4毛钱，太阳能从每度9毛多降到6、7毛钱。
目前，风电价格降价已在酝酿，未来降价力度会更大。
因此，在“配额制”下，地方政府可以选择的可再生能源发电电源中，光伏到底能获取多大的份额，可能依然要取决于其本身降低成本的能力以及并网等多种因素。
配额制的曙光
资料显示，早在数年前，关于可再生能源配额制的讨论就已开始。
2006年，《可再生能源法》出台，《可再生能源配额管理办法》也随即面世。
不过，直到2011年年底，《可再生能源电力配额管理办法（讨论稿）》才得以推出。2012年5月，该稿下发到各省和电力公司，开始征求意见。
最新消息显示，由国家能源局所起草的《考核办法》，8月份已经国家发改委主任办公会讨论并原则通过。
发改委主任办公会主要提出三点意见：一是东部地区应承担更多发展可再生能源的责任，提高东部地区配额指标；二是强化电网企业承担完成配额的责任；三是配额指标分基本指标和先进指标两级进行考核。
根据会议提出的意见，能源局将修订后的文件再向财政部、环保部、国资委等部委，以及各省政府及发改委、各电网企业和主要发电企业征求意见。
根据上述《考核办法》，计入可再生能源电力配额的非水电可再生能源电力消费量包括：本地区生产并消费的非水电可再生能源电量；从区域外输入电量中非水电可再生能源电量；本地区可计量的自发自用非水电可再生能源电量。
在各省需要承担的具体配额方面，2015年、2017年和2020年的配额都已经有了计划。以2015年的数据来看，内蒙、辽宁、吉林、黑龙江、西藏、甘肃、宁夏和新疆所占的配额份额最大，为10%；江西、浙江、重庆、四川和贵州最少，为2%；华北地区的北京、天津、河北和山西，加上山东、云南、陕西和青海都为7%；上海、江苏和中南地区都为4%。
从各方信息来看，“配额制”之所以迟迟难产，与涉及到的各相关方的分歧有关，争议较多的地方包括，指标如何分配、指标的落实能否得到有效监管等。
在落实方面，此次《考核办法》规定，未达到配额指标或在年中进度明显落后的省市，将暂停或减少其新增石化发电项目。对超过配额基本指标的地区，超过部分的电力消费量不计入该地区能源消费总量的控制限额，对达到先进指标的地区，将给予示范项目、财政支持、优先进行电网建设等支持。
光伏的综合优势
世纪证券发布的报告认为，按照《考核办法》中的配额指标，2015年所需要的可再生能源电力总额约为3800亿千瓦时。如果按照国家此前的装机规划（2015年光伏累计装机目标35GW，风电累计装机目标120GW）测算，电力缺口巨大，超过1000亿千瓦时。
“这部分缺口几无可能被尚未大规模发展的生物质发电等其他可再生能源补齐。因此，光伏、风电装机目标必然将上调，以达到可再生能源的配额指标。中长期来看，光伏和风电的行业增速（年度新增装机规模增速）将得到保障，预计至少高于电力需求增速（年均约6%~7%）一到两个百分点。”上述报告表示。
根据此次《考核办法》，地方政府可以在风电、光伏、生物质能三个电源中选择用于完成新能源发电的配额。
就其中发展较快的光伏与风电的各自情况来看，与风电相比，光伏具有产业链较长、整体对GDP贡献更大以及就业等相对较有利的因素。
此外，光伏的另一优势在于，可以与建筑相结合，并在用户侧并网，但这还需要尽早解决屋顶难找这一问题。
不过，成本较高显然是光伏最大的劣势。如果“十三五”规划要求太阳能从每度电9毛多降到每度6、7毛钱，对比就可以发现，即使光伏发电能够完成这一计划，但其成本仍然要比风电高近50%。
因此，对于光伏而言，在整体经济性并不占优的情况下，要想获得更大的发展机会，可能需要在创造GDP、增加就业以及作为整体能源改革的突破口等方面做文章，以达到综合突破的目标。
配额制下配套措施的保障难题
可再生能源配额制已经取得一定进展的消息，无疑对发展新能源是一剂强心针。
不过，也有业内人士认为，从目前已有的信息来看，配额制要想达到预期的效果，可能还需要许多配套措施的支持。这包括与之相对应的新能源发电的输送能力，以及电网的智能化、有充分保障且支付及时的电价补贴、相应的融资能力，等等。
中国人民大学重阳金融研究院客座研究员翟永平认为，应考虑可再生能源配额制出台的时机，最好是在跨区大规模可再生能源发电外输的坚强智能电网形成之后，让可再生能源市场上的金融交易可以“交割”。
此外，可再生能源配额制的成功与否，不在于法律体系表面上是否完备，而在于政策措施是否到位和监管的力度。既要有“胡罗卜”激励满足配额的企业或用户，更要有“大棒”惩罚那些不达标的企业或用户，不能让奉公守法户吃亏，不让“老赖”钻法律空子。
而从新近传出的消息来看，在惩罚监督措施方面，则规定：未达到配额指标或在年中进度明显落后的省市，将暂停或减少其新增石化发电项目。对超过配额基本指标的地区，超过部分的电力消费量不计入该地区能源消费总量的控制限额，对达到先进指标的地区，将给予示范项目、财政支持、优先进行电网建设等支持。
就暂停或减少其新增石化发电项目这一惩罚措施来看，其最终实施时的威力如何，可能还要结合整体的宏观经济形势。以目前的情况来看，中国经济增速已开始放缓，如果形势一直持续，地方对电力的需求自然也会减少。届时，这条措施的效力也必定要打折扣。
输送能力有望逐步解决
从目前已传出的信息来看，在拟定的配额指标分配方面，包括甘肃、内蒙、新疆、宁夏、西藏在内的西部省份以及东北三省所占的配额份额最大，达到了10%，次之则是华北地区以及华东地区的省份。
就太阳能资源以及土地资源等方面而言，西部地区继续大规模发展包括光伏在内的可再生能源的问题不大，关键是受制于当地的销纳能力，因此如何将这些发电量进行外送是最大的问题。
而从实际情况来看，这一问题，显然还没有得到很好的解决。
业内传出的信息显示，尽管许多光伏电站建成后可以并网，但仍存在大规模限电问题。
外送通道，无疑将是配额制面临的第一个问题。
不过，综合各种信息来看，电网的输送能力问题可能会逐渐解决。
公开信息显示，作为“加快推进大气污染防治行动计划12条重点输电通道建设”项目之一的宁夏宁东——浙江绍兴±800千伏特高压直流输电工程（以下简称宁浙特高压直流工程），已经于今年8月份获得国家发改委核准，并计划10月份开工。
这也是国家电网今年开工的首个特高压直流工程，工程计划2016年建成投运。
按照规划，宁浙特高压直流工程额定输送容量800万千瓦，年外送电量超过500亿千瓦时，线路全长1720千米，途经宁夏、陕西、山西、河南、安徽、浙江6省（区）。送端灵州换流站位于宁夏回族自治区银川市东南88千米灵武市白土岗乡，受端绍兴换流站位于浙江省绍兴市以西35千米的诸暨市次坞镇。
资料显示，2013年年底，宁夏风电、光伏发电并网装机容量分别达到302万千瓦和156万千瓦，累计发电量分别达到149亿千瓦时和21亿千瓦时。宁浙特高压直流工程建成后，国网宁夏电力公司将利用电力外送优势，解决低谷期间风电、光伏的消纳问题，实现新能源发电、输送及消纳的协调统一，推进新能源在更大范围的优化配置。
价格补贴难题
除了电力外送能力外，另外的一个问题，则与电价的补贴有关。
补贴发放的不及时，不但影响了个别企业的现金流，更为严重的是导致整个行业均出现资金紧张情况，已经严重影响了行业的正常、健康运转。
在这一问题受到业界以及社会普遍关注后，相关部门也给出了相应的解决办法。
根据我国现有的可再生能源电价附加发放程序，财政部门将采取按季预拨、年终清算的方式予以发放。
不过，从目前来看，补贴拖欠问题仍然不同程度存在，并未彻底解决。
国家能源局发布的一份名为《可再生能源发电项目审批简政放权落实情况驻点江苏监管报告》表示，可再生能源电价附加补助资金既存在着资格与认定程序周期较长问题，也存在着可再生能源电价附加补助资金拨付较为滞后问题。
上述报告表示，目前财政部门虽已较往年缩短了资金拨付时间，但实际尚未做到按季预拨，结算周期一般滞后3~5月，电网企业每月只能暂按火电的上网标杆电价与光伏发电企业结算，造成企业资金周转困难。
而这背后，涉及到的最本质的问题，则是价格补贴资金的来源问题。
从过去的情况来看，之所以出现普遍长达一年多的拖欠，其中既有发放程序需要理顺的问题，更不容忽视的是资金缺口问题。
数据显示，至2011年底，资金缺口达110亿元，并且补贴支付滞后。而2012年的情况则进一步严重，有未经官方证实的统计称，2012年可再生能源发展基金的资金缺口已达200亿元，其中光伏发电的补贴缺口约为五、六十亿。
不过，申银万国发布的一份报告则对此表示了乐观的看法。该报告称，由于风电电价可能下调，以及光伏发电转向补贴需求较小的分布式光伏项目，政府对于可再生能源发电补贴的实际支付，未来几年可能低于预期。而更加严格可再生能源补贴收支(得益于新的预算法的公布)以及现行合理的资金收集机制，补贴资金将能极大程度满足政府的支付需求。
上述报告预计，到2020年，风电补贴资金需求为493亿元，太阳能光伏发电补贴资金需求为430亿元，加上其他可再生能源补贴资金约在139亿元，整体补贴金额可达到1062亿元。
而在征收方面，预计到2020年，自终端用户征收的可再生能源电价附加可达857亿元，将超过市场的预期，并缓和政府在支付可再生能源发电补贴方面的压力。
