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可再生电力能源配额制，这份决定中国清洁能源长期发展方向的关键文件，已经历了长达六年以上的讨论和博弈，在今年3月首次公布征求意见稿后，有关部门正在征求各方意见，该文件有望在年内出台。
今年3月，国家能源局向社会公开发布了《可再生电力能源电力配额考核办法（征求意见稿）》，根据该文件，未来国家将对各省级行政区全社会用电量规定最低的可再生能源电力消费比重，能源主管部门按年度制定各省可再生能源电力配额指标，进行监测、评估和考核。未达到配额的相关行政区域和市场主体将受到惩罚。可再生能源配额包括“可再生能源电力总量配额”和“非水可再生能源电力配额”。
与配额制一同引入的，还有可再生能源电力证书制度，该证书一般被称作“绿证”。对可再生电力的生产者，每一兆瓦时（1000度）交易结算电量可以获得一个绿证，与两类配额对应，绿证也分为常规水电证书和非水电证书。
配额制与绿证结合，对未达到消纳配额的市场主体来说，可以通过购买绿证来完成配额。这份文件意味着国内可再生能源的支持政策即将转向，传统的固定电价补贴政策将退出历史舞台，未来将施行以配额制加绿证的政策机制。
据《财经》记者了解，通过引入绿证制度，将与可再生能源基金相结合共同对新能源电力进行支持。2018年-2020年为过渡期，绿证的引入将一定程度上缓解可再生能源补贴压力，2020年之后，新能源将迎来平价时代，强制配额与绿证将共同保障中国可再生能源在整个电力市场化交易的过程中具备竞争力。
据《财经》记者了解，今年6月底，国家能源局原计划公开发布第二次征求意见稿，但最终取消。其原因在于第二版征求意见稿中，关于可再生能源补贴强度的新增内容在业内传播开来，而引起了行业巨大反响。
第二版征求意见稿要求将可再生能源强制配额与绿色证书相结合，并且按省份划定了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。
这一新增规定，意味着在保障利用小时数之外，新能源企业的发电量能够获得的补贴将只能依靠出售绿证来换取，且金额不超过原来的补贴数额，意味着该部分收益将受损且面临不确定的风险。
这一信息引发市场强烈波动。一位资本市场人士分析，如果就此执行，新能源运营企业存量资产的财务模型面临崩溃——在投资建设新能源运营资产之初，所有运营商均按照20年国家补贴强度不变的前提搭建财务模型，并作出投资决策。更为重要的是目前不限电的中东部区域，新能源消纳情况良好，电网全额消纳，对这些地区划定最低保障利用小时数并削减补贴的做法，将引发投资者重估资产价值。
2006年颁布的《可再生能源法》第二十条规定，电网企业依照本法第十九条规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，由在全国范围对销售电量征收的可再生能源电价附加补偿。
根据《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发【2013】24号），享受国家电价补贴的光伏发电项目，应符合可再生能源发展规划，符合固定资产投资审批程序和有关管理规定。光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准，期限原则上为20年。
一位新能源发电企业人士称，运营商通常是用投产后的电费收入作为抵押物去银行融资，如果补贴削减，可能会引发银行抽贷，或要求增加抵押物，给新能源企业的发展带来挑战。
《财经》记者获悉，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。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補足。
这种做法一方面缓解了新能源补贴缺口压力，另一方面绿证收入回款速度较快也能够一定程度上缓解企业因补贴拖欠形成的现金流压力。
同时能源局方面也在征求意见过程中表示，此前划定的西北限电区域的保障利用小时数各地方政府应严格执行，保障利用小时数之内的国家补贴20年不变，保障利用小时数之外基础电价部分鼓励市场化交易，补贴强度同样保持20年不变，中东部不限电区域将不设最低保障利用小时数，新能源电力全额收购，补贴强度维持20年不变。
可以明确的一点是，绿证结合配额制，将一定程度上缓解可再生能源补贴的财政压力。
随着国内可再生能源装机容量的快速发展，可再生能源的补贴缺口也越来越大。为此，尽管主管部门先后数次下调风电、光伏补贴标杆电价，并上调电价中的可再生能源附加费，然而依然无法弥补越来越大的可再生能源补贴缺口。
为了促进可再生能源发展，国内对可再生能源进行标杆电价补贴，根据不同资源区设定不同的标杆电价，其电价都高于当地的燃煤标杆电价。在西北等省区，可再生能源装机显著大于当地需求，部分可再生能源电量需要低价参与市场竞争来促进消纳。对这部分可再生能源电量，《财经》记者从发电集团相关人士处了解，其补贴金额为当地可再生能源标杆电价与燃煤标杆电价的差额，即并非按照标杆电价进行绝对补贴。
可再生能源补贴的来源主要为每度电价中征收的可再生能源附加费，该部分费用纳入可再生能源补贴基金，由国家财政统一管理。随着可再生能源发电量逐年快速上涨，补贴规模越来越大，可再生能源电价附加征收标准从2006年最初的0.1分/千瓦时先后五次上调，至2016年1月已上调至1.9分/千瓦时。 然而这依然跟不上可再生能源发展的速度，到2017年底，可再生能源补贴缺口已经增长至1127亿元，目前已经超过1200亿元。这一缺口中，光伏发电在过去两年的快速增长，以及其相对风电更高的补贴电价，给补贴基金带来了巨大的压力。
发改委能源研究所研究员时璟丽在7月26日的“光伏行业2018年上半年發展回顾与下半年形势展望研讨会”上表示，2017年可再生能源补贴需求约为1250亿元，其中光伏发电补贴需求约530亿元，占比43%。而能源局公布的统计数据显示，2017年风电发电量为3057亿度，光伏发电为1182亿度，二者补贴金额几乎相当的情况下，光伏发电量仅约为风电的三分之一。
此外，时璟丽还表示，预计2018年光伏所需补贴将超700亿元，占总补贴资金的46%，将超过风电和生物质的补贴。
补贴缺口扩大之际，5月31日，财政部、发改委、能源局联合发布了《关于2018光伏发电有关事项的通知》，这一通知要求2018年暂不安排普通光伏电站建设规模，安排1000万千瓦左右支持分布式光伏发展，支持光伏扶贫，推进光伏发电领跑者基地建设，并将各类资源区新投运光伏电站补贴标准下调0.05元/千瓦时。此外，通知还表示，鼓励各地根据各自实际出台政策支持光伏产业发展，根据接网消纳条件和相关要求自行安排各类不需要国家补贴的光伏发电项目。
这一通知被业内称作“531新政”， 其对光伏新建规模和价格的控制，引发了光伏业界的强烈反响，能源局为此专门与行业协会代表座谈，并就文件出台背景发文解读。事实上，新政出台并不能算突然。今年4月24日的国家能源局新闻发布会上，可再生能源司副司长李创军在介绍一季度可再生能源发展情况时，已经重点对光伏“新政”的主要内容有所吹风，但并未引起业内重视。
越来越大的补贴缺口无疑是调整的重要原因，有业内人士提醒《财经》记者，今年一季度，新增光伏装机依然保持了高速增长，从一季度形势判断，如果不去控制，缺口将越来越大。中电联统计数据显示，今年一季度，太阳能新增装机1136万千瓦，同比剧增742万千瓦，其中新增的大部分为分布式光伏电站。
光伏发电的平均利用小时数要低于风电，但度电补贴标准高于风电，这使得同样规模的补贴，支持的发电量要显著小于风电。
光伏在过去的超高速增长，事实上也侧面反映了此前补贴退坡的速度与光伏建设成本下降的速度并不一致，光伏成本的下降要快于补贴退坡的速度。可再生能源司综合处副处长李鹏曾在《中国能源报》上撰文表示，我们虽然建立了价格退坡机制，但是降多少合适？降多了产业受不了，降少了产业容易过热，人为测算的价格无法精确地反映市场供需的变化。
“531新政”控制光伏补贴规模之后，面对不断扩大的补贴缺口，配额制与绿证交易结合，将是未来缓解财政压力的另一途径。
根据目前的征求意见稿，在确定了分省的可再生能源配额之后，达不到配额的市场主体需要通过购买绿证来满足监管要求。而新能源企业在发电过程中，每交易结算1兆瓦时电量，可以获得一个绿证，由国家可再生能源信息管理中心负责证书核发。
这一机制下，用电市场主体通过向新能源发电企业购买绿证来满足配额，对新能源发电企业而言，出售绿证可以带来收益，这部分收益将作为补贴来源的一部分，并且也可以尽快结算，一方面缓解了财政补贴的压力，另一方面也可以带来更好的现金流。
配额制的讨论和推出在即，意味着国内对新能源发电的支持政策将告别固定电价补贴。
从全球范围来看，对可再生能源的支持政策主要分为两类：FIT（Feed-in Tariffs，上网电价补贴）和RPS（Renewable energy Portfolio Standard，可再生能源配额制）。包括德国在内的欧洲大部分国家采用了上网电价补贴政策来支持可再生能源发展，而配额制政策主要在美国的29个州及华盛顿特区实施。随着可再生能源发展，也逐渐出现差价合约（CFD）和购电协议（PPA）等不同形式，针对具体不同项目，通过竞争来给予强度不同的补贴电价。
在光伏“531新政”中，政策上并未完全禁止新建光伏项目，只是不安排需国家补贴的普通电站建设，而不需国家补贴的光伏发电项目仍受鼓励。此外，分布式光伏进行规模控制后，今年还将受到补贴眷顾的新增光伏项目将主要依靠光伏领跑者基地和光伏扶贫项目。
其中，光伏领跑者计划是国家能源局从2015年开始实施的一项政策，意在通过试点示范，加速技术进步、促进光伏发电成本下降，实现2020年用电侧平价上网目标。领跑者计划中，投资企业通过竞争方式优选，从过往领跑者计划的中标经验来看，价格是重要因素。2015年和2016年启动的前两期领跑者计划中，各基地竞争产生的电价平均比国家标杆电价降低0.2元/千瓦时。
不仅是光伏产业，对新增风电装机的固定电价补贴也已经接近尾声。5月18日，国家能源局下发《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，其中要求印发之日起，尚未印发2018年度风电建设方案的省（自治区、直辖市）新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目，以及2019年起各省（自治区、直辖市）新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目，应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。这一通知，意味着风电标杆电价补贴时代的终结，未来新增风电将全部通过竞争方式确定上网电价。
今年5月中国先后出台的针对风电、光伏的政策调整，以及当前正在进行的配额制讨论，意味着在国内，可再生能源的支持政策将从以往的上网电价补贴转向配额制、绿证与购电协议结合的制度体系。
对于配额制如何落地，业内对于绿证的交易细则尤为关注。
和美国施行配额制的29个州一样，国内配额制将考核用户侧而非发电侧，承担配额义务的是省级电网企业、各类配售电企业、拥有自备电厂的工业企业和参与电力市场交易的直购电用户等。此外，绿证的交易也都将包括强制绿证和自愿绿证两个市场。 但与美国相比，有一点显著不同，即“证”是否随“电”走。根据能源局《征求意见稿》，水电证书随交易自动转移给购电方，纳入补贴的项目产生的非水电证书，在结清购电费后转移给购电方。而据能源基金會清洁电力项目主任陆一川对《财经》记者介绍，美国的配额制度中，绿证与电力交易一般是彼此独立的，可再生能源电力售出之后，绿证依然留在发电企业，并不自动与“电”绑定流转，可再生能源发电商可以选择绿证是否与电力绑定销售。
这一区别可能带来的后果是，如果绿证与电力交易绑定，如果用户（主要是电网公司）通过交易满足了配额要求，那么在市场上可够流通交易的绿证数量将会大大减少，这会影响未来绿证交易的活跃程度。而在美国，即便用户与新能源发电公司签署了购电协议，但并不会直接获得绿证，依然需要通过购买绿证来满足强制配额要求，绿证交易与电力交易并不捆绑在一起。
不过这一区别的背后也有补贴政策的历史原因。
由于国内此前采用固定电价补贴的政策，可再生能源的电价实行两部制标杆电价，由燃煤标杆电价和补贴两部分组成，其补贴的部分体现了可再生能源清洁低碳的属性。
因此，电网公司收购可再生能源电力并转付补贴时，其绿电电价也一并包含在固定电价内，在此制度下，绿证依然留在发电方并在市场上交易并不合理。
陆一川对《财经》记者表示，未来制度的设计，需要保证不能所有的“证”都随“电”走，让部分绿证留在发电公司里，既然要建立市场，就需要有供需，有绿证在发电公司手中，有证可卖，才能保证绿证在市场中被合理定价。
其次是绿证的时效。《征求意见稿》中，证书有效期暂定为一个考核年，过期自动注销。对此，陆一川认为，如果证的寿命一年即到期，可能会导致市场产生较剧烈的波动。要平抑价格的波动，要么可以延长绿证的有效期，要么通过长期合同来稳定市场。“对投资者来说，能形成稳定的预期最重要。”
资源解决方案中心（CRS）负责美国零售市场绿证的签发与核准，其在2017年底出具的一份《可再生能源配额制设计方案备选概览》的报告中提示，要确保长期合约拍卖成为主要合规手段，因为可再生能源投资者需要稳定的价格和市场。
报告表示，短期REC证书交易是一个实用的补充合规方案；尽管REC证书是关键的合规跟踪机制，但是如果以降低合规成本为目标，那么短期 REC 证书交易不应成为主要的合规形式，应当鼓励或要求长期合约交易。该报告还建议，确保价格和市场稳定性的其他机制包括：设置REC证书最低限价或价格带，政府制定长期REC证书合约，合规方式和采购计划交由政府批准，以及确保政策设计的清晰度和稳定性。
陆一川认为，市场应该允许存在中间商，为形成分散市场的机制建立基础条件。
值得一提的是，在美国，覆盖全国自愿绿证市场交易已经越来越活跃，许多企业出于满足可持续发展目标以及社会公益的原因，会主动认购绿证，实现自身所需电力全部由新能源来供应，如苹果、谷歌、IBM等科技公司是其中的典型代表。在美国，大约三分之一的绿证由消费者自愿购买。
在国内，自愿绿证制度事实上先于强制绿证已经开始试行，2017年7月1日起，全社会个人和企业可以通过全国绿证资源认购平台购买绿色电力证书。不过自愿绿证不存在交易机制，其价格一般由项目所需补贴额度确定，因此风电自愿绿证价格要明显低于光伏。
截至8月2日，全国绿证资源认购平台数据显示，目前一共只有1794名认购者，认购了29332个绿证。相比美国，刚刚起步的国内自愿绿证认购还很不活跃，还需要绿色消费理念的进一步普及。
资源解决方案中心的报告提示，可再生能源配额制度设计起来并不容易，中国的电力市场正在经历复杂的转型过程，中国在设计可再生能源配额制度时应当十分小心，在一定程度上确保当前政策环境的平稳过渡。
今年3月，国家能源局向社会公开发布了《可再生电力能源电力配额考核办法（征求意见稿）》，根据该文件，未来国家将对各省级行政区全社会用电量规定最低的可再生能源电力消费比重，能源主管部门按年度制定各省可再生能源电力配额指标，进行监测、评估和考核。未达到配额的相关行政区域和市场主体将受到惩罚。可再生能源配额包括“可再生能源电力总量配额”和“非水可再生能源电力配额”。
与配额制一同引入的，还有可再生能源电力证书制度，该证书一般被称作“绿证”。对可再生电力的生产者，每一兆瓦时（1000度）交易结算电量可以获得一个绿证，与两类配额对应，绿证也分为常规水电证书和非水电证书。
配额制与绿证结合，对未达到消纳配额的市场主体来说，可以通过购买绿证来完成配额。这份文件意味着国内可再生能源的支持政策即将转向，传统的固定电价补贴政策将退出历史舞台，未来将施行以配额制加绿证的政策机制。
据《财经》记者了解，通过引入绿证制度，将与可再生能源基金相结合共同对新能源电力进行支持。2018年-2020年为过渡期，绿证的引入将一定程度上缓解可再生能源补贴压力，2020年之后，新能源将迎来平价时代，强制配额与绿证将共同保障中国可再生能源在整个电力市场化交易的过程中具备竞争力。
补贴强度博弈
据《财经》记者了解，今年6月底，国家能源局原计划公开发布第二次征求意见稿，但最终取消。其原因在于第二版征求意见稿中，关于可再生能源补贴强度的新增内容在业内传播开来，而引起了行业巨大反响。
第二版征求意见稿要求将可再生能源强制配额与绿色证书相结合，并且按省份划定了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。
这一新增规定，意味着在保障利用小时数之外，新能源企业的发电量能够获得的补贴将只能依靠出售绿证来换取，且金额不超过原来的补贴数额，意味着该部分收益将受损且面临不确定的风险。
这一信息引发市场强烈波动。一位资本市场人士分析，如果就此执行，新能源运营企业存量资产的财务模型面临崩溃——在投资建设新能源运营资产之初，所有运营商均按照20年国家补贴强度不变的前提搭建财务模型，并作出投资决策。更为重要的是目前不限电的中东部区域，新能源消纳情况良好，电网全额消纳，对这些地区划定最低保障利用小时数并削减补贴的做法，将引发投资者重估资产价值。
2006年颁布的《可再生能源法》第二十条规定，电网企业依照本法第十九条规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，由在全国范围对销售电量征收的可再生能源电价附加补偿。
根据《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发【2013】24号），享受国家电价补贴的光伏发电项目，应符合可再生能源发展规划，符合固定资产投资审批程序和有关管理规定。光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准，期限原则上为20年。
一位新能源发电企业人士称，运营商通常是用投产后的电费收入作为抵押物去银行融资，如果补贴削减，可能会引发银行抽贷，或要求增加抵押物，给新能源企业的发展带来挑战。
《财经》记者获悉，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。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補足。
这种做法一方面缓解了新能源补贴缺口压力，另一方面绿证收入回款速度较快也能够一定程度上缓解企业因补贴拖欠形成的现金流压力。
同时能源局方面也在征求意见过程中表示，此前划定的西北限电区域的保障利用小时数各地方政府应严格执行，保障利用小时数之内的国家补贴20年不变，保障利用小时数之外基础电价部分鼓励市场化交易，补贴强度同样保持20年不变，中东部不限电区域将不设最低保障利用小时数，新能源电力全额收购，补贴强度维持20年不变。
越来越大的补贴缺口
可以明确的一点是，绿证结合配额制，将一定程度上缓解可再生能源补贴的财政压力。
随着国内可再生能源装机容量的快速发展，可再生能源的补贴缺口也越来越大。为此，尽管主管部门先后数次下调风电、光伏补贴标杆电价，并上调电价中的可再生能源附加费，然而依然无法弥补越来越大的可再生能源补贴缺口。
为了促进可再生能源发展，国内对可再生能源进行标杆电价补贴，根据不同资源区设定不同的标杆电价，其电价都高于当地的燃煤标杆电价。在西北等省区，可再生能源装机显著大于当地需求，部分可再生能源电量需要低价参与市场竞争来促进消纳。对这部分可再生能源电量，《财经》记者从发电集团相关人士处了解，其补贴金额为当地可再生能源标杆电价与燃煤标杆电价的差额，即并非按照标杆电价进行绝对补贴。
可再生能源补贴的来源主要为每度电价中征收的可再生能源附加费，该部分费用纳入可再生能源补贴基金，由国家财政统一管理。随着可再生能源发电量逐年快速上涨，补贴规模越来越大，可再生能源电价附加征收标准从2006年最初的0.1分/千瓦时先后五次上调，至2016年1月已上调至1.9分/千瓦时。 然而这依然跟不上可再生能源发展的速度，到2017年底，可再生能源补贴缺口已经增长至1127亿元，目前已经超过1200亿元。这一缺口中，光伏发电在过去两年的快速增长，以及其相对风电更高的补贴电价，给补贴基金带来了巨大的压力。
发改委能源研究所研究员时璟丽在7月26日的“光伏行业2018年上半年發展回顾与下半年形势展望研讨会”上表示，2017年可再生能源补贴需求约为1250亿元，其中光伏发电补贴需求约530亿元，占比43%。而能源局公布的统计数据显示，2017年风电发电量为3057亿度，光伏发电为1182亿度，二者补贴金额几乎相当的情况下，光伏发电量仅约为风电的三分之一。
此外，时璟丽还表示，预计2018年光伏所需补贴将超700亿元，占总补贴资金的46%，将超过风电和生物质的补贴。
补贴缺口扩大之际，5月31日，财政部、发改委、能源局联合发布了《关于2018光伏发电有关事项的通知》，这一通知要求2018年暂不安排普通光伏电站建设规模，安排1000万千瓦左右支持分布式光伏发展，支持光伏扶贫，推进光伏发电领跑者基地建设，并将各类资源区新投运光伏电站补贴标准下调0.05元/千瓦时。此外，通知还表示，鼓励各地根据各自实际出台政策支持光伏产业发展，根据接网消纳条件和相关要求自行安排各类不需要国家补贴的光伏发电项目。
这一通知被业内称作“531新政”， 其对光伏新建规模和价格的控制，引发了光伏业界的强烈反响，能源局为此专门与行业协会代表座谈，并就文件出台背景发文解读。事实上，新政出台并不能算突然。今年4月24日的国家能源局新闻发布会上，可再生能源司副司长李创军在介绍一季度可再生能源发展情况时，已经重点对光伏“新政”的主要内容有所吹风，但并未引起业内重视。
越来越大的补贴缺口无疑是调整的重要原因，有业内人士提醒《财经》记者，今年一季度，新增光伏装机依然保持了高速增长，从一季度形势判断，如果不去控制，缺口将越来越大。中电联统计数据显示，今年一季度，太阳能新增装机1136万千瓦，同比剧增742万千瓦，其中新增的大部分为分布式光伏电站。
光伏发电的平均利用小时数要低于风电，但度电补贴标准高于风电，这使得同样规模的补贴，支持的发电量要显著小于风电。
光伏在过去的超高速增长，事实上也侧面反映了此前补贴退坡的速度与光伏建设成本下降的速度并不一致，光伏成本的下降要快于补贴退坡的速度。可再生能源司综合处副处长李鹏曾在《中国能源报》上撰文表示，我们虽然建立了价格退坡机制，但是降多少合适？降多了产业受不了，降少了产业容易过热，人为测算的价格无法精确地反映市场供需的变化。
“531新政”控制光伏补贴规模之后，面对不断扩大的补贴缺口，配额制与绿证交易结合，将是未来缓解财政压力的另一途径。
根据目前的征求意见稿，在确定了分省的可再生能源配额之后，达不到配额的市场主体需要通过购买绿证来满足监管要求。而新能源企业在发电过程中，每交易结算1兆瓦时电量，可以获得一个绿证，由国家可再生能源信息管理中心负责证书核发。
这一机制下，用电市场主体通过向新能源发电企业购买绿证来满足配额，对新能源发电企业而言，出售绿证可以带来收益，这部分收益将作为补贴来源的一部分，并且也可以尽快结算，一方面缓解了财政补贴的压力，另一方面也可以带来更好的现金流。
政策转向
配额制的讨论和推出在即，意味着国内对新能源发电的支持政策将告别固定电价补贴。
从全球范围来看，对可再生能源的支持政策主要分为两类：FIT（Feed-in Tariffs，上网电价补贴）和RPS（Renewable energy Portfolio Standard，可再生能源配额制）。包括德国在内的欧洲大部分国家采用了上网电价补贴政策来支持可再生能源发展，而配额制政策主要在美国的29个州及华盛顿特区实施。随着可再生能源发展，也逐渐出现差价合约（CFD）和购电协议（PPA）等不同形式，针对具体不同项目，通过竞争来给予强度不同的补贴电价。
在光伏“531新政”中，政策上并未完全禁止新建光伏项目，只是不安排需国家补贴的普通电站建设，而不需国家补贴的光伏发电项目仍受鼓励。此外，分布式光伏进行规模控制后，今年还将受到补贴眷顾的新增光伏项目将主要依靠光伏领跑者基地和光伏扶贫项目。
其中，光伏领跑者计划是国家能源局从2015年开始实施的一项政策，意在通过试点示范，加速技术进步、促进光伏发电成本下降，实现2020年用电侧平价上网目标。领跑者计划中，投资企业通过竞争方式优选，从过往领跑者计划的中标经验来看，价格是重要因素。2015年和2016年启动的前两期领跑者计划中，各基地竞争产生的电价平均比国家标杆电价降低0.2元/千瓦时。
不仅是光伏产业，对新增风电装机的固定电价补贴也已经接近尾声。5月18日，国家能源局下发《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，其中要求印发之日起，尚未印发2018年度风电建设方案的省（自治区、直辖市）新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目，以及2019年起各省（自治区、直辖市）新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目，应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。这一通知，意味着风电标杆电价补贴时代的终结，未来新增风电将全部通过竞争方式确定上网电价。
今年5月中国先后出台的针对风电、光伏的政策调整，以及当前正在进行的配额制讨论，意味着在国内，可再生能源的支持政策将从以往的上网电价补贴转向配额制、绿证与购电协议结合的制度体系。
细则待定
对于配额制如何落地，业内对于绿证的交易细则尤为关注。
和美国施行配额制的29个州一样，国内配额制将考核用户侧而非发电侧，承担配额义务的是省级电网企业、各类配售电企业、拥有自备电厂的工业企业和参与电力市场交易的直购电用户等。此外，绿证的交易也都将包括强制绿证和自愿绿证两个市场。 但与美国相比，有一点显著不同，即“证”是否随“电”走。根据能源局《征求意见稿》，水电证书随交易自动转移给购电方，纳入补贴的项目产生的非水电证书，在结清购电费后转移给购电方。而据能源基金會清洁电力项目主任陆一川对《财经》记者介绍，美国的配额制度中，绿证与电力交易一般是彼此独立的，可再生能源电力售出之后，绿证依然留在发电企业，并不自动与“电”绑定流转，可再生能源发电商可以选择绿证是否与电力绑定销售。
这一区别可能带来的后果是，如果绿证与电力交易绑定，如果用户（主要是电网公司）通过交易满足了配额要求，那么在市场上可够流通交易的绿证数量将会大大减少，这会影响未来绿证交易的活跃程度。而在美国，即便用户与新能源发电公司签署了购电协议，但并不会直接获得绿证，依然需要通过购买绿证来满足强制配额要求，绿证交易与电力交易并不捆绑在一起。
不过这一区别的背后也有补贴政策的历史原因。
由于国内此前采用固定电价补贴的政策，可再生能源的电价实行两部制标杆电价，由燃煤标杆电价和补贴两部分组成，其补贴的部分体现了可再生能源清洁低碳的属性。
因此，电网公司收购可再生能源电力并转付补贴时，其绿电电价也一并包含在固定电价内，在此制度下，绿证依然留在发电方并在市场上交易并不合理。
陆一川对《财经》记者表示，未来制度的设计，需要保证不能所有的“证”都随“电”走，让部分绿证留在发电公司里，既然要建立市场，就需要有供需，有绿证在发电公司手中，有证可卖，才能保证绿证在市场中被合理定价。
其次是绿证的时效。《征求意见稿》中，证书有效期暂定为一个考核年，过期自动注销。对此，陆一川认为，如果证的寿命一年即到期，可能会导致市场产生较剧烈的波动。要平抑价格的波动，要么可以延长绿证的有效期，要么通过长期合同来稳定市场。“对投资者来说，能形成稳定的预期最重要。”
资源解决方案中心（CRS）负责美国零售市场绿证的签发与核准，其在2017年底出具的一份《可再生能源配额制设计方案备选概览》的报告中提示，要确保长期合约拍卖成为主要合规手段，因为可再生能源投资者需要稳定的价格和市场。
报告表示，短期REC证书交易是一个实用的补充合规方案；尽管REC证书是关键的合规跟踪机制，但是如果以降低合规成本为目标，那么短期 REC 证书交易不应成为主要的合规形式，应当鼓励或要求长期合约交易。该报告还建议，确保价格和市场稳定性的其他机制包括：设置REC证书最低限价或价格带，政府制定长期REC证书合约，合规方式和采购计划交由政府批准，以及确保政策设计的清晰度和稳定性。
陆一川认为，市场应该允许存在中间商，为形成分散市场的机制建立基础条件。
值得一提的是，在美国，覆盖全国自愿绿证市场交易已经越来越活跃，许多企业出于满足可持续发展目标以及社会公益的原因，会主动认购绿证，实现自身所需电力全部由新能源来供应，如苹果、谷歌、IBM等科技公司是其中的典型代表。在美国，大约三分之一的绿证由消费者自愿购买。
在国内，自愿绿证制度事实上先于强制绿证已经开始试行，2017年7月1日起，全社会个人和企业可以通过全国绿证资源认购平台购买绿色电力证书。不过自愿绿证不存在交易机制，其价格一般由项目所需补贴额度确定，因此风电自愿绿证价格要明显低于光伏。
截至8月2日，全国绿证资源认购平台数据显示，目前一共只有1794名认购者，认购了29332个绿证。相比美国，刚刚起步的国内自愿绿证认购还很不活跃，还需要绿色消费理念的进一步普及。
资源解决方案中心的报告提示，可再生能源配额制度设计起来并不容易，中国的电力市场正在经历复杂的转型过程，中国在设计可再生能源配额制度时应当十分小心，在一定程度上确保当前政策环境的平稳过渡。