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上篇：可再生能源的補貼拖欠困境
我國新能源行業的發展有目共睹。通過相關政策的扶持、技術的進步以及產業規模的提升，在近年成為中國制造的一張名片。不僅為世界能源發展的未來做出了巨大的貢獻，也給我國的環保、能源及制造業帶來了新的發展契機。然而，伴隨著行業的發展及規模的提升，新能源行業也不可避免產生了一系列的問題。棄風棄光、補貼拖欠、企業破產等相關報道不時出現在眼前。技術性因素及用電需求的周期性，有其發展過程及規律，而資金瓶頸以及制度探索就成為我們最關注的話題。
一、新能源補貼困境產生的原因
通過數次調整，我國當前可再生能源附加費的征收標準是0.019元/千瓦時，由國家財政年度安排的專項資金和依法征收的可再生能源電價附加來組成補貼資金池予以支付。由于行業初期基數低，在2015年之前的項目，補貼發放緊張有序。也正是依托于相關扶持政策的有效開展，迎來了新能源行業蓬勃發展的春天。
然而隨著技術進步、產業規模優勢等諸多非線性因素，在2015年開始，新能源行業特別是光伏行業的發展在現有政策條件下呈爆發性增長趨勢。截止2017年12月全國光伏累計裝機規模達到130GW以上，風電累計裝機規模達到164GW以上。其中光伏行業2017年一年就完成建設規模53GW，相當于之前數年的總和。超過德國歷史總裝機的43GW，更是法國歷史總裝機8GW的數倍。與之相對應的背景，卻是用電需求增長緩慢與常規發電能力的周期性富余。
產業扶持政策彈性難以適應技術進步的超常發展，補貼資金需求增長與社會承受力有限的矛盾，構成了補貼拖欠的基礎環境。
二、壓垮新能源補貼的稻草在哪里?
我國光伏上網電費結算包含兩部分，即當地脫硫煤電價+可再生能源基金。每年度國家相關部門會出臺不同地區的標桿電價，供業主開發決策。在項目建成后，脫硫煤電價部分可以即時從電網正常結算，而補貼部分需要集中上報后，由資金池統一安排。不同年代及區域，脫硫煤電價與補貼占標桿電價比例不等，補貼所占份額整體在55%-80%區間。在補貼整體支付不到位的情況下，導致新建光伏電廠的現金流僅為正常值的20%-45%。
能源行業是重資產、長周期、低回報的公用事業投資，其核心運營背景是用低成本長周期的資金去開發一個中等回報的項目，體現為綜合能力的博弈。需要依靠長期持有運營的不間斷現金流來支撐前期巨大的金融成本。光伏行業贏利模型中所依托的現金流出現變化，勢必影響到整個項目的合理收益與融資安全。
我們大家都知道，即便不算前期準備工程，火電建設期通常為3年，水電建設期3-5年，核電7-10年。而光伏行業的建設期僅為3-6個月。相對于常規能源建設期都需要承擔的大量資金支付壓力及建設期利息，光伏行業的短平快屬性有著天然的優勢。即便在棄水、限發周期，常規能源也可以經受多種壓力的考驗。可為什么新能源行業對于現金流是如此的敏感?
首先，業主的專業性，資金實力，以及技術的可靠，保證了項目合理的現金流和贏利水平。新能源行業建設期短，除了關注長期收益的投資者，不可避免也吸引了大量的短期投機資金。這些資金與常規能源開發體系不同，借助信托、融資租賃及民間借貸等方式，通過3-8年期中短期借款以及8-12%的利率，來謀求10%的項目回報率。相對常規能源6-7%的回報率，新能源項目催生了對于高成本資金的需求。而高成本資金進一步加重了項目成本，造成清潔能源成本下降幅度收窄。如果建成后短期能夠取得長期低成本資金的支持，就可以獲取快速周轉能力。否則短貸長投在當前補貼現狀下，現金流斷裂也就成為重大隱患。
其次，常規電源開發采用“資本金+貸款”方式，而相當一部分新能源業主由于自身基礎薄弱，無法取得銀行貸款支持的項目，通常采用融資租賃等其他金融手段。除了資本金比例等約束性條件外，往往項目通過全額資金建成后，才能開展融資業務。一方面造成部分新能源項目在資金利用率降低，而另一方面其只能通過產業鏈資金鏈協作來差少初始壓力。
隨著產業增長絕對值的爆發性增長以及行業自身整合，上游企業越來越呈現集中化的趨勢。電站開發企業的資金壓力快速集中的傳導到上游企業，從而產業鏈面臨流動性障礙。一部分擁有產能優勢的企業，不愿意承擔相關風險，出于各種考慮參加到自主開發的大軍中，看似成為一體化企業。但制造業與公用事業天然的鴻溝，無不給行業進一步發展背上了沉重的枷鎖。另一部分擁有上市公司的企業，則借助定增等途徑來轉移壓力，謀求借助公眾投資者的力量解決問題。但是當證監會頒布相關細則之后，在18個月方可定增一次、單次不得超過原份額20%的硬性規定下，也逐步冷靜下來。
第三，中國的新能源行業已經擁有累計300GW以上的總規模，行業總資產超3萬億元。嚴格來說新能源行業已經不“新”，根本就是一個產業鏈及其完善的常規行業。其投資方主要劃分為上市公司、國企和民企，分別通過新能源基地、地面大型電站及分布式電站等多種形式持有。不同投資主體之間，缺乏靈活多樣、公開透明的交易渠道。使得項目評估、交易之間存在著眾多的不便。進一步增加了交易成本，影響了資本的再平衡效率。能源行業從來都是逆周期投資。否則能源周期與經濟周期不匹配，自然導致拉閘限電與棄電的不時出現。然而逆周期投資帶來的現金流壓力也就更大，這一切都使新能源企業的生存環境愈加復雜。
三、曙光
2015年以來，我們總計建設了價值2萬億元的近200GW的風光電站，該部分年發電量為3000億度左右。雖然占總發電量的比例不高，但目前已形成每年1000億左右的補貼現金流缺口。在當前社會用電成本難以提升的情況下，主要需要依賴銷售電量的穩步增長，來提升資金池的總體規模。必竟我們處于一個經濟新周期之中，2017年度用電量增速超過6.5%。我們也需要堅信當前所面臨的補貼危機不是政策償付性風險，而是流動性困境。伴隨著去補償政策的落地，補貼總額與基金池增長之間的天平會逐步傾斜。在當前用電增速下預計到2021年，現有的項目將可獲得相關資金的下發。
據統計，煤炭行業總資產規模為5萬億元左右，就業人口600余萬人。新能源行業總資產3萬億元，就業人口逾400余萬。行業總資產規模、就業人口絲毫不亞于煤炭行業。當年煤炭行業面臨困難，出臺數千億專項資金成功扭轉了行業下行趨勢，并且保證了良好發展。考慮到新能源行業自體體量已經巨大，其中有大量中短期資金面臨償付困境，如果放任不理勢必在新能源、金融、政策信用等多個層面面臨挑戰。我們當然可以通過臨時性的行政強制手段來延緩投機性高杠桿崩潰的風險，從而避免短期1000億補貼現金流引發的難題，但若能利用政策及市場的多種手段相結合，相信會取得更好的效果。
在我們耳邊，向其他發達國家學習的聲音不絕于耳。大家的著眼點都在于其對于新能源補貼的相對值和能源結構占比。然而對于其資源稟賦和補貼總量、銷售電價、產業結構及投融資模式卻鮮有研究。在常規耗能產業向中國轉移的基礎上，西方發達國家得以轉嫁環境成本并獲得不平衡收益。但隨著生產能力的優勢、產品附加值的提升，創新意識增強以及新清潔耗能產業的發展，西方原有贏利體系已被打破，中西方世界的用能水平都將站在新的起跑線上發展。通過政策及金融多重手段，只要著力化解存量新能源電站的流動性危機，就將進一步讓我國的新能源企業獲得充足的現金流，得以健康安全發展。輕裝上陣的低成本可持續新能源體系，將在我們未來的能源結構中擁有更高的比例，從而在新時期的競爭中取得先機。
下篇：解決補貼問題的路徑
光伏產業發展到今天，已經成為能源替代不可阻擋的重要力量。然而，在產業高歌猛進的同時，由于產業扶持政策彈性難以適應技術進步的超常發展，補貼資金需求增長與社會承受力有限的矛盾，構成了補貼拖欠的基礎環境。
補貼延遲發放和補貼來源枯竭成為了行業發展的心腹大患。為今之計，不能只是單純的從增加可再生能源附加一個手段來解決補貼問題，而是應該從多方向、全社會的角度來多管齊下，方能降伏這個可再生能源發展道路上的攔路虎。
一、以財政金融政策妥善解決存量補貼問題
從3月6號白城領跑者項目報出0.39元/千瓦時的價格來看，未來光伏電站每年所需要的補貼將越來越少。可以判斷2017年是光伏電站補貼形成的峰值年。隨后每年形成的補貼量將逐步減少，直至很快取消。而目前進入補貼目錄的光伏電站總量僅為40GW左右。截止到現在，未能進入補貼目錄的光伏電站實際總量超過了90GW。這90GW凝聚了企業大量的財富和支撐產業發展的資金，如果不能妥善處理這些電站補貼的發放，勢必給行業帶來滅頂之災。
建議以財政金融角度，從以下四個方面解決存量補貼的問題。
1.財政部發行補貼國債光伏電站補貼本來就是國家信用，只是因為特殊原因導致發放拖延和總量不足，并非中央財政缺乏財力支撐。因此，財政部門完全可以通過發行補貼式國債來盤活補貼不到位的情況。首先是維護了國家信用;其次有效解決了補貼資金來源;再次有了這個手段，將使得金融機構對光伏產業的信用評級大大提升，從而帶動更多的市場資金解決補貼拖欠問題。
2.設立可再生能源中長期發展基金基于補貼總量非常大的情況，建議由相關部門組織委托金融機構或者資產管理公司，設立可再生能源中長期發展基金。選擇綜合能力強的實業投資者做為劣后方，風投資金與長期投資機構做為優先方組成新能源長效投資基金。通過企業運維、質檢、營銷等大數據體系的支撐，結合金融機構成熟的風險評估體系，形成一條可以復制的路徑。
該長效投資基金以扶持行業長期高效發展、協助部分企業渡過短期流動性危機為宗旨，相關資產完成質押后由基金公司來負責未來約定時期的還本付息事宜，并代為管理相關資產。直至補貼資金下發后，由原業主回收相關權益并支付費用。如原業主放棄回購，則由基金長期持有該項目并經市場渠道逐步退出。將參與各方的管理能力、信用體系與低成本融資能力相結合，利用專項基金、產業基金等方式，為不同參與方的投資周期和風險偏好設計定制化的金融產品，依托專業機構的管理來解決當前補貼資金的流動性問題，在當前經營環境中已經實現了多贏格局。
3.鼓勵企業發行綠色償債債券鼓勵裝機容量較大的企業發行綠債來解決補貼拖欠問題。據統計，裝機超過1GW的企業，補貼拖欠總額一般都在10億以上。能夠通過綠債緩解因為現金流不足造成的企業資金緊張，具有非常重要的意義。
4.實行存量補貼登記制度，快速確認存量補貼金額目前雖然大家知道補貼拖欠嚴重，補貼金額不足。但是準確的補貼金額總量仍然是個謎。建議實行電站規模管理的同時，實行存量補貼登記制度，通過電網與企業的實際電能記錄，快速確認存量補貼金額。同時形成存量補貼政府相關機構確認機制，使得企業被拖欠補貼能夠形成真正的國家信用，有利于充分調動社會資本解決企業燃眉之急。
二、從分布式電站開始實行補貼雙軌制
1.強制執行可再生能源用能配額制結合“綠證”政策，在全國強制可再生能源用能配額制。按照能源消費量分攤可再生能源消費量。可以分為第一步由電網和政府共同承擔配額責任;第二步再向工商業企業用能單位承擔可再生能源消費指標;第三步把可再生能源消費配額向全社會推廣。
2.鼓勵分布式電站市場化交易 2017年10月31日，國家發改委和國家能源局聯合發布了《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》(發改能源【2017】1901號)。鼓勵企業在降低補貼的前提下，進行分布式光伏電站就近消納，就近結算。這對于光伏電站無論是存量還是增量，都具備非常重大的意義。首先市場化交易將使得電力輸送減少損耗，就地消納，提高電能的利用率;其次，市場價交易使得用電成本降低，補貼成本減少;再次，分布式電站的市場化交易切合電改鼓勵增量配網改革的方向，為電改的進一步深入創造了條件。
2.鼓勵投資者建設可再生能源自備電廠根據分析，目前我國華南、華東和華北地區，光伏電站的度電成本已經低于用戶側的電力終端價格。部分企業可以通過直接安裝光伏電站，有效降低企業生產成本。但是由于光伏電站暫時還需要與電網形成穩定的供電系統，因此企業光伏自備電廠的建設對原供電系統形成沖擊。在這種情況下，建議國家有關部門明確鼓勵投資者建設可再生能源自備電廠，要求發改、規劃和電力等相關部門給予全面支持。
4.鼓勵投資者自主選擇去補貼方式由于目前光伏成本仍然在下降之中，我國發達地區的用戶側終端電價已經可以滿足去補貼的要求，因此應鼓勵投資者自主選擇不要補貼建設光伏電站。凡是不需要補貼，并且自發自用的投資企業給予更寬松的分布式電站備案程序，比如僅需要通過發改委批準建設規模。同時，結合電改，給予去補貼和自發自用的分布式電站投資者在增量配網、微電網等項目方面以特別優先權。
5.對分布式項目的管理實行雙軌制 凡是需要補貼的分布式項目按照原程序審批。
凡是不需要補貼的分布式項目只需要經過地方發改委批準就可以開工建設并自行管理。當然，也需要限制項目的整體容量不得超過電網接入變壓器容量的50%。同時光伏自備電站需要安裝防逆流裝置，以保證電網的安全。
三、全國范圍的光伏電站去補貼路徑
雖然目前華南、華東和華北地區光伏度電成本具備了用戶側終端電價平價條件，但是全國還有大量地區如果取消補貼，將會嚴重影響當地光伏產業的發展。尤其是戶用光伏，一旦取消補貼，將會導致斷崖式停滯。因此對于全國范圍的去補貼路徑，我們建議采取如下步驟：
1.分區域逐步取消補貼根據各地不同情況，把目前的光伏電價按照三類劃分類別的辦法，更細致的參照各地工商業電價水平來確定。符合取消補貼地區的光伏電站可以率先提出申請，同時允許取消補貼地區不受指標限制建設光伏電站。而未取消補貼地區的光伏電站，除自發自用全消納的光伏電站以外實行全口徑指標管理。
2.規定所有新增全額上網電站實行競價備案制 建議從2019年開始，所有新增全額上網電站實行競價備案制。也就是說，無論是地面電站，還是分布式電站，只要是全額上網方式，都采取競價方式獲得投資資格。但是競價電站不再受指標限制，并且規定競價電站電費結算不再分為火電脫硫標桿電價和補貼電價兩部分，直接以競價電價作為結算電價。同時規定，凡是接入電網或者配電網的競價電站不得限電，必須保證消納不低于95%。
3.給予申請免補貼試點項目優先批復權在多能互補、增量配網、能源互聯網以及微電網示范項目申報中，建議規定凡是含有申請免補貼的光伏電站項目此類試點項目，優先批復。以提高光伏電站的利用效率和加速技術革新的發展。
我國新能源行業的發展有目共睹。通過相關政策的扶持、技術的進步以及產業規模的提升，在近年成為中國制造的一張名片。不僅為世界能源發展的未來做出了巨大的貢獻，也給我國的環保、能源及制造業帶來了新的發展契機。然而，伴隨著行業的發展及規模的提升，新能源行業也不可避免產生了一系列的問題。棄風棄光、補貼拖欠、企業破產等相關報道不時出現在眼前。技術性因素及用電需求的周期性，有其發展過程及規律，而資金瓶頸以及制度探索就成為我們最關注的話題。
一、新能源補貼困境產生的原因
通過數次調整，我國當前可再生能源附加費的征收標準是0.019元/千瓦時，由國家財政年度安排的專項資金和依法征收的可再生能源電價附加來組成補貼資金池予以支付。由于行業初期基數低，在2015年之前的項目，補貼發放緊張有序。也正是依托于相關扶持政策的有效開展，迎來了新能源行業蓬勃發展的春天。
然而隨著技術進步、產業規模優勢等諸多非線性因素，在2015年開始，新能源行業特別是光伏行業的發展在現有政策條件下呈爆發性增長趨勢。截止2017年12月全國光伏累計裝機規模達到130GW以上，風電累計裝機規模達到164GW以上。其中光伏行業2017年一年就完成建設規模53GW，相當于之前數年的總和。超過德國歷史總裝機的43GW，更是法國歷史總裝機8GW的數倍。與之相對應的背景，卻是用電需求增長緩慢與常規發電能力的周期性富余。
產業扶持政策彈性難以適應技術進步的超常發展，補貼資金需求增長與社會承受力有限的矛盾，構成了補貼拖欠的基礎環境。
二、壓垮新能源補貼的稻草在哪里?
我國光伏上網電費結算包含兩部分，即當地脫硫煤電價+可再生能源基金。每年度國家相關部門會出臺不同地區的標桿電價，供業主開發決策。在項目建成后，脫硫煤電價部分可以即時從電網正常結算，而補貼部分需要集中上報后，由資金池統一安排。不同年代及區域，脫硫煤電價與補貼占標桿電價比例不等，補貼所占份額整體在55%-80%區間。在補貼整體支付不到位的情況下，導致新建光伏電廠的現金流僅為正常值的20%-45%。
能源行業是重資產、長周期、低回報的公用事業投資，其核心運營背景是用低成本長周期的資金去開發一個中等回報的項目，體現為綜合能力的博弈。需要依靠長期持有運營的不間斷現金流來支撐前期巨大的金融成本。光伏行業贏利模型中所依托的現金流出現變化，勢必影響到整個項目的合理收益與融資安全。
我們大家都知道，即便不算前期準備工程，火電建設期通常為3年，水電建設期3-5年，核電7-10年。而光伏行業的建設期僅為3-6個月。相對于常規能源建設期都需要承擔的大量資金支付壓力及建設期利息，光伏行業的短平快屬性有著天然的優勢。即便在棄水、限發周期，常規能源也可以經受多種壓力的考驗。可為什么新能源行業對于現金流是如此的敏感?
首先，業主的專業性，資金實力，以及技術的可靠，保證了項目合理的現金流和贏利水平。新能源行業建設期短，除了關注長期收益的投資者，不可避免也吸引了大量的短期投機資金。這些資金與常規能源開發體系不同，借助信托、融資租賃及民間借貸等方式，通過3-8年期中短期借款以及8-12%的利率，來謀求10%的項目回報率。相對常規能源6-7%的回報率，新能源項目催生了對于高成本資金的需求。而高成本資金進一步加重了項目成本，造成清潔能源成本下降幅度收窄。如果建成后短期能夠取得長期低成本資金的支持，就可以獲取快速周轉能力。否則短貸長投在當前補貼現狀下，現金流斷裂也就成為重大隱患。
其次，常規電源開發采用“資本金+貸款”方式，而相當一部分新能源業主由于自身基礎薄弱，無法取得銀行貸款支持的項目，通常采用融資租賃等其他金融手段。除了資本金比例等約束性條件外，往往項目通過全額資金建成后，才能開展融資業務。一方面造成部分新能源項目在資金利用率降低，而另一方面其只能通過產業鏈資金鏈協作來差少初始壓力。
隨著產業增長絕對值的爆發性增長以及行業自身整合，上游企業越來越呈現集中化的趨勢。電站開發企業的資金壓力快速集中的傳導到上游企業，從而產業鏈面臨流動性障礙。一部分擁有產能優勢的企業，不愿意承擔相關風險，出于各種考慮參加到自主開發的大軍中，看似成為一體化企業。但制造業與公用事業天然的鴻溝，無不給行業進一步發展背上了沉重的枷鎖。另一部分擁有上市公司的企業，則借助定增等途徑來轉移壓力，謀求借助公眾投資者的力量解決問題。但是當證監會頒布相關細則之后，在18個月方可定增一次、單次不得超過原份額20%的硬性規定下，也逐步冷靜下來。
第三，中國的新能源行業已經擁有累計300GW以上的總規模，行業總資產超3萬億元。嚴格來說新能源行業已經不“新”，根本就是一個產業鏈及其完善的常規行業。其投資方主要劃分為上市公司、國企和民企，分別通過新能源基地、地面大型電站及分布式電站等多種形式持有。不同投資主體之間，缺乏靈活多樣、公開透明的交易渠道。使得項目評估、交易之間存在著眾多的不便。進一步增加了交易成本，影響了資本的再平衡效率。能源行業從來都是逆周期投資。否則能源周期與經濟周期不匹配，自然導致拉閘限電與棄電的不時出現。然而逆周期投資帶來的現金流壓力也就更大，這一切都使新能源企業的生存環境愈加復雜。
三、曙光
2015年以來，我們總計建設了價值2萬億元的近200GW的風光電站，該部分年發電量為3000億度左右。雖然占總發電量的比例不高，但目前已形成每年1000億左右的補貼現金流缺口。在當前社會用電成本難以提升的情況下，主要需要依賴銷售電量的穩步增長，來提升資金池的總體規模。必竟我們處于一個經濟新周期之中，2017年度用電量增速超過6.5%。我們也需要堅信當前所面臨的補貼危機不是政策償付性風險，而是流動性困境。伴隨著去補償政策的落地，補貼總額與基金池增長之間的天平會逐步傾斜。在當前用電增速下預計到2021年，現有的項目將可獲得相關資金的下發。
據統計，煤炭行業總資產規模為5萬億元左右，就業人口600余萬人。新能源行業總資產3萬億元，就業人口逾400余萬。行業總資產規模、就業人口絲毫不亞于煤炭行業。當年煤炭行業面臨困難，出臺數千億專項資金成功扭轉了行業下行趨勢，并且保證了良好發展。考慮到新能源行業自體體量已經巨大，其中有大量中短期資金面臨償付困境，如果放任不理勢必在新能源、金融、政策信用等多個層面面臨挑戰。我們當然可以通過臨時性的行政強制手段來延緩投機性高杠桿崩潰的風險，從而避免短期1000億補貼現金流引發的難題，但若能利用政策及市場的多種手段相結合，相信會取得更好的效果。
在我們耳邊，向其他發達國家學習的聲音不絕于耳。大家的著眼點都在于其對于新能源補貼的相對值和能源結構占比。然而對于其資源稟賦和補貼總量、銷售電價、產業結構及投融資模式卻鮮有研究。在常規耗能產業向中國轉移的基礎上，西方發達國家得以轉嫁環境成本并獲得不平衡收益。但隨著生產能力的優勢、產品附加值的提升，創新意識增強以及新清潔耗能產業的發展，西方原有贏利體系已被打破，中西方世界的用能水平都將站在新的起跑線上發展。通過政策及金融多重手段，只要著力化解存量新能源電站的流動性危機，就將進一步讓我國的新能源企業獲得充足的現金流，得以健康安全發展。輕裝上陣的低成本可持續新能源體系，將在我們未來的能源結構中擁有更高的比例，從而在新時期的競爭中取得先機。
下篇：解決補貼問題的路徑
光伏產業發展到今天，已經成為能源替代不可阻擋的重要力量。然而，在產業高歌猛進的同時，由于產業扶持政策彈性難以適應技術進步的超常發展，補貼資金需求增長與社會承受力有限的矛盾，構成了補貼拖欠的基礎環境。
補貼延遲發放和補貼來源枯竭成為了行業發展的心腹大患。為今之計，不能只是單純的從增加可再生能源附加一個手段來解決補貼問題，而是應該從多方向、全社會的角度來多管齊下，方能降伏這個可再生能源發展道路上的攔路虎。
一、以財政金融政策妥善解決存量補貼問題
從3月6號白城領跑者項目報出0.39元/千瓦時的價格來看，未來光伏電站每年所需要的補貼將越來越少。可以判斷2017年是光伏電站補貼形成的峰值年。隨后每年形成的補貼量將逐步減少，直至很快取消。而目前進入補貼目錄的光伏電站總量僅為40GW左右。截止到現在，未能進入補貼目錄的光伏電站實際總量超過了90GW。這90GW凝聚了企業大量的財富和支撐產業發展的資金，如果不能妥善處理這些電站補貼的發放，勢必給行業帶來滅頂之災。
建議以財政金融角度，從以下四個方面解決存量補貼的問題。
1.財政部發行補貼國債光伏電站補貼本來就是國家信用，只是因為特殊原因導致發放拖延和總量不足，并非中央財政缺乏財力支撐。因此，財政部門完全可以通過發行補貼式國債來盤活補貼不到位的情況。首先是維護了國家信用;其次有效解決了補貼資金來源;再次有了這個手段，將使得金融機構對光伏產業的信用評級大大提升，從而帶動更多的市場資金解決補貼拖欠問題。
2.設立可再生能源中長期發展基金基于補貼總量非常大的情況，建議由相關部門組織委托金融機構或者資產管理公司，設立可再生能源中長期發展基金。選擇綜合能力強的實業投資者做為劣后方，風投資金與長期投資機構做為優先方組成新能源長效投資基金。通過企業運維、質檢、營銷等大數據體系的支撐，結合金融機構成熟的風險評估體系，形成一條可以復制的路徑。
該長效投資基金以扶持行業長期高效發展、協助部分企業渡過短期流動性危機為宗旨，相關資產完成質押后由基金公司來負責未來約定時期的還本付息事宜，并代為管理相關資產。直至補貼資金下發后，由原業主回收相關權益并支付費用。如原業主放棄回購，則由基金長期持有該項目并經市場渠道逐步退出。將參與各方的管理能力、信用體系與低成本融資能力相結合，利用專項基金、產業基金等方式，為不同參與方的投資周期和風險偏好設計定制化的金融產品，依托專業機構的管理來解決當前補貼資金的流動性問題，在當前經營環境中已經實現了多贏格局。
3.鼓勵企業發行綠色償債債券鼓勵裝機容量較大的企業發行綠債來解決補貼拖欠問題。據統計，裝機超過1GW的企業，補貼拖欠總額一般都在10億以上。能夠通過綠債緩解因為現金流不足造成的企業資金緊張，具有非常重要的意義。
4.實行存量補貼登記制度，快速確認存量補貼金額目前雖然大家知道補貼拖欠嚴重，補貼金額不足。但是準確的補貼金額總量仍然是個謎。建議實行電站規模管理的同時，實行存量補貼登記制度，通過電網與企業的實際電能記錄，快速確認存量補貼金額。同時形成存量補貼政府相關機構確認機制，使得企業被拖欠補貼能夠形成真正的國家信用，有利于充分調動社會資本解決企業燃眉之急。
二、從分布式電站開始實行補貼雙軌制
1.強制執行可再生能源用能配額制結合“綠證”政策，在全國強制可再生能源用能配額制。按照能源消費量分攤可再生能源消費量。可以分為第一步由電網和政府共同承擔配額責任;第二步再向工商業企業用能單位承擔可再生能源消費指標;第三步把可再生能源消費配額向全社會推廣。
2.鼓勵分布式電站市場化交易 2017年10月31日，國家發改委和國家能源局聯合發布了《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》(發改能源【2017】1901號)。鼓勵企業在降低補貼的前提下，進行分布式光伏電站就近消納，就近結算。這對于光伏電站無論是存量還是增量，都具備非常重大的意義。首先市場化交易將使得電力輸送減少損耗，就地消納，提高電能的利用率;其次，市場價交易使得用電成本降低，補貼成本減少;再次，分布式電站的市場化交易切合電改鼓勵增量配網改革的方向，為電改的進一步深入創造了條件。
2.鼓勵投資者建設可再生能源自備電廠根據分析，目前我國華南、華東和華北地區，光伏電站的度電成本已經低于用戶側的電力終端價格。部分企業可以通過直接安裝光伏電站，有效降低企業生產成本。但是由于光伏電站暫時還需要與電網形成穩定的供電系統，因此企業光伏自備電廠的建設對原供電系統形成沖擊。在這種情況下，建議國家有關部門明確鼓勵投資者建設可再生能源自備電廠，要求發改、規劃和電力等相關部門給予全面支持。
4.鼓勵投資者自主選擇去補貼方式由于目前光伏成本仍然在下降之中，我國發達地區的用戶側終端電價已經可以滿足去補貼的要求，因此應鼓勵投資者自主選擇不要補貼建設光伏電站。凡是不需要補貼，并且自發自用的投資企業給予更寬松的分布式電站備案程序，比如僅需要通過發改委批準建設規模。同時，結合電改，給予去補貼和自發自用的分布式電站投資者在增量配網、微電網等項目方面以特別優先權。
5.對分布式項目的管理實行雙軌制 凡是需要補貼的分布式項目按照原程序審批。
凡是不需要補貼的分布式項目只需要經過地方發改委批準就可以開工建設并自行管理。當然，也需要限制項目的整體容量不得超過電網接入變壓器容量的50%。同時光伏自備電站需要安裝防逆流裝置，以保證電網的安全。
三、全國范圍的光伏電站去補貼路徑
雖然目前華南、華東和華北地區光伏度電成本具備了用戶側終端電價平價條件，但是全國還有大量地區如果取消補貼，將會嚴重影響當地光伏產業的發展。尤其是戶用光伏，一旦取消補貼，將會導致斷崖式停滯。因此對于全國范圍的去補貼路徑，我們建議采取如下步驟：
1.分區域逐步取消補貼根據各地不同情況，把目前的光伏電價按照三類劃分類別的辦法，更細致的參照各地工商業電價水平來確定。符合取消補貼地區的光伏電站可以率先提出申請，同時允許取消補貼地區不受指標限制建設光伏電站。而未取消補貼地區的光伏電站，除自發自用全消納的光伏電站以外實行全口徑指標管理。
2.規定所有新增全額上網電站實行競價備案制 建議從2019年開始，所有新增全額上網電站實行競價備案制。也就是說，無論是地面電站，還是分布式電站，只要是全額上網方式，都采取競價方式獲得投資資格。但是競價電站不再受指標限制，并且規定競價電站電費結算不再分為火電脫硫標桿電價和補貼電價兩部分，直接以競價電價作為結算電價。同時規定，凡是接入電網或者配電網的競價電站不得限電，必須保證消納不低于95%。
3.給予申請免補貼試點項目優先批復權在多能互補、增量配網、能源互聯網以及微電網示范項目申報中，建議規定凡是含有申請免補貼的光伏電站項目此類試點項目，優先批復。以提高光伏電站的利用效率和加速技術革新的發展。
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