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“配額制”的推出，無疑將讓可再生能源之一的光伏獲得強大的推動力，尤其是在我們這個政府具有較大資源調動能力的市場環境中。
時隔數年之后，“配額制”終于再現曙光。有報道稱，《可再生能源電力配額考核辦法（試行）》已經獲得發改委主任會議討論通過，最后的修訂工作也在近期完成，即將提交國務院批準。
根據機構測算，由“配額制”引發的電力缺口，可能將超過1000億千瓦時，而這部分缺口，將主要由光伏、風電等來完成。
根據當前流傳的信息來看，在配額指標分配方面，將有可能要求東部政府承擔更多的發展新能源的指標，這意味著更適宜東部地區的分布式光伏將更有可能成為其最理想的選擇。
不過，配額制要想達到預期的效果，可能還需要許多配套措施的支持，這包括與之對應的新能源電力的輸送能力以及電網的智能化、有保障且支付及時的電價補貼、相應的融資能力，等等。
配額制下“分布式”的翻身機會
在“千呼萬喚”之后，國家能源局終于發布了《關于進一步落實分布式光伏發電有關政策的通知》（以下簡稱“通知”，）這份通知中的正文內容多達十五條，可謂是面面俱到，既涉及到了目前反應強烈的屋頂難找、融資難等問題，也涉及到了監測體系、產業體系等現實需求還不那么強烈的方面。
不過，如果通讀整個《通知》的內容，或許就可以找到分布式至今發展緩慢的原因。
在將分布式的備案權下放到地方之后，各個地方擁有了對分布式光伏發展的絕對控制權。而至于分布式涉及到的融資難、備案程序不透明、補貼拖欠等問題，恐怕本來也不是能源主管部門一個部門所能解決的，這也正是為什么整個通知呈現最多的是“支持”和“鼓勵”這樣的詞語。
力挺“分布式”
從上述《通知》來看，較有含金量的措施包括，在上網模式上，給了電站投資者更大的自由度。
《通知》規定，利用建筑屋頂及附屬場地建設的分布式光伏發電項目，在項目備案時可選擇“自發自用、余電上網”或“全額上網”中的一種模式。
其中，“全額上網”項目的全部發電量由電網企業按照當地光伏電站標桿上網電價收購。
而已按“自發自用、余電上網”模式執行的項目，在用電負荷顯著減少（含消失）或供用電關系無法履行的情況下，允許變更為“全額上網“模式。但在變更為“全額上網”模式的同時，項目單位要向當地能源主管部門申請變更備案，與電網企業簽訂新的并網協議和購售電合同，電網企業負責向財政部和國家能源局申請補貼目錄變更。
允許投資業主在兩種上網模式之間進行變更，無疑將有利于降低投資者對屋頂資源選擇的難度。
對于投資者而言，找到在25年的光伏電站存續期內能夠一直持續經營、且用電較為穩定的企業，可能太過于理想化，這也加大了相互之間匹配的難度。盡管由“自發自用、余電上網”模式變更為“全額上網”模式后，將有可能降低投資收益，但卻是一種次優的選擇。
此外，《通知》的另一大亮點在于擴大了分布式的認定范圍，將在地面或利用農業大棚等無電力消費設施建設、以35千伏及以下電壓等級接入電網（東北地區66千伏及以下）、單個項目容量不超過2萬千瓦且所發電量主要在并網點變電臺區消納的光伏電站項目，納入分布式光伏發電規模指標管理，執行當地光伏電站標桿上網電價。
此條措施，無疑在很大程度上減少了投資此類項目時所需要的程序。比如，《通知》就規定，對于前述項目，電網企業按照《分布式發電管理暫行辦法》的第十七條規定及設立的“綠色通道”，由地級市或縣級電網企業按照簡化程序辦理電網接入，并提供相應并網服務。
有報道稱，在“十三五”中有關新能源發展的相關規劃中，在光伏發電方面，定調為擴大屋頂分布式光伏發電應用規模，有序推進光伏基地集中開發，未來分布式將占主導。
東部地區未來可期
盡管光伏尤其是分布式獲得了中央高層以及能源主管部門的大力扶持，但由于其涉及到的部門眾多，僅靠一兩個部門的支持，顯然并不能解決其所面臨的問題。
這在此次《通知》中也有所反應，雖然相關的扶持條款多達15條，但更多的措施在落實時還需要其他部門的配合和支持。
而從目前的信息來看，對分布式最大的利好，則來自于近期傳出的與配額制有關的信息。
根據業內流傳的信息，在配額的指標分配方面，將要求東部地區政府承擔更多發展新能源的責任。這就意味著，東部地區每年需要更多的來自可再生能源的發電，以完成任務指標。
從現有選擇而言，盡管東部政府也可以從西部地區輸送新能源電力，但鑒于當前輸送能力的現實，短期看很難滿足此一需求。在這種情況下，自主發展新能源，就成為不二選擇。
這可能會成為進一步刺激中東部地區發展包括光伏在內的新能源的催化劑，而受土地等資源的限制，分布式則將成為其最理想的選擇。
配額制下光伏勝算幾何？
近日，國家發改委能源研究所可再生能源發展中心主任任東明表示，8月中旬，發改委主任會議已經討論通過了《可再生能源電力配額考核辦法（試行）》（以下簡稱《考核辦法》），最后的修訂工作也在近期完成。下一步，這一文件將通過發改委提交給國務院進行批準。
根據這一《考核辦法》，各省市在其每年的總電力需求中，必須包含一定比例的來自可再生能源的發電量，后者包括風電、太陽能發電、生物質能發電三項。
“配額制”消息一出，立即引起了業內的一片歡騰。
一些分析機構據此測算，由此帶來的電力缺口巨大，可能將超過1000億千瓦時。而這部分缺口，幾無可能被尚未大規模發展的生物質發電等其他可再生能源補齊。因此，光伏、風電裝機目標必然將上調，以完成可再生能源的配額指標。
分析人士認為，中長期來看，光伏和風電的行業增速（年度新增裝機規模增速）將得到保障，預計至少高于電力需求增速（年均約6%~7%）一到兩個百分點。
而具體到光伏與風電的各自情況來看，與風電相比，光伏產業鏈較長，產業整體對GDP的貢獻相對也較大。不足是，在目前，新能源發展主要以地方政府為主導，且并不是每個地方都有光伏制造業，因此這一優勢也并不是對所有地方都有吸引力。
此外，光伏的另一優勢在于可以與建筑結合，在用戶側就實現并網。
不過，對于光伏而言，其最大的劣勢，在于成本仍然要高于風電。
有媒體報道稱，在“十三五”可再生能源規劃的制定中，面臨的一大壓力正是經濟性要求。2020年風電價格將與煤電上網電價相當，光伏發電與電網銷售電價相當。這相當于風電從目前每度6毛錢降到4毛錢，太陽能從每度9毛多降到6、7毛錢。
目前，風電價格降價已在醞釀，未來降價力度會更大。
因此，在“配額制”下，地方政府可以選擇的可再生能源發電電源中，光伏到底能獲取多大的份額，可能依然要取決于其本身降低成本的能力以及并網等多種因素。
配額制的曙光
資料顯示，早在數年前，關于可再生能源配額制的討論就已開始。
2006年，《可再生能源法》出臺，《可再生能源配額管理辦法》也隨即面世。
不過，直到2011年年底，《可再生能源電力配額管理辦法（討論稿）》才得以推出。2012年5月，該稿下發到各省和電力公司，開始征求意見。
最新消息顯示，由國家能源局所起草的《考核辦法》，8月份已經國家發改委主任辦公會討論并原則通過。
發改委主任辦公會主要提出三點意見：一是東部地區應承擔更多發展可再生能源的責任，提高東部地區配額指標；二是強化電網企業承擔完成配額的責任；三是配額指標分基本指標和先進指標兩級進行考核。
根據會議提出的意見，能源局將修訂后的文件再向財政部、環保部、國資委等部委，以及各省政府及發改委、各電網企業和主要發電企業征求意見。
根據上述《考核辦法》，計入可再生能源電力配額的非水電可再生能源電力消費量包括：本地區生產并消費的非水電可再生能源電量；從區域外輸入電量中非水電可再生能源電量；本地區可計量的自發自用非水電可再生能源電量。
在各省需要承擔的具體配額方面，2015年、2017年和2020年的配額都已經有了計劃。以2015年的數據來看，內蒙、遼寧、吉林、黑龍江、西藏、甘肅、寧夏和新疆所占的配額份額最大，為10%；江西、浙江、重慶、四川和貴州最少，為2%；華北地區的北京、天津、河北和山西，加上山東、云南、陜西和青海都為7%；上海、江蘇和中南地區都為4%。
從各方信息來看，“配額制”之所以遲遲難產，與涉及到的各相關方的分歧有關，爭議較多的地方包括，指標如何分配、指標的落實能否得到有效監管等。
在落實方面，此次《考核辦法》規定，未達到配額指標或在年中進度明顯落后的省市，將暫停或減少其新增石化發電項目。對超過配額基本指標的地區，超過部分的電力消費量不計入該地區能源消費總量的控制限額，對達到先進指標的地區，將給予示范項目、財政支持、優先進行電網建設等支持。
光伏的綜合優勢
世紀證券發布的報告認為，按照《考核辦法》中的配額指標，2015年所需要的可再生能源電力總額約為3800億千瓦時。如果按照國家此前的裝機規劃（2015年光伏累計裝機目標35GW，風電累計裝機目標120GW）測算，電力缺口巨大，超過1000億千瓦時。
“這部分缺口幾無可能被尚未大規模發展的生物質發電等其他可再生能源補齊。因此，光伏、風電裝機目標必然將上調，以達到可再生能源的配額指標。中長期來看，光伏和風電的行業增速（年度新增裝機規模增速）將得到保障，預計至少高于電力需求增速（年均約6%~7%）一到兩個百分點。”上述報告表示。
根據此次《考核辦法》，地方政府可以在風電、光伏、生物質能三個電源中選擇用于完成新能源發電的配額。
就其中發展較快的光伏與風電的各自情況來看，與風電相比，光伏具有產業鏈較長、整體對GDP貢獻更大以及就業等相對較有利的因素。
此外，光伏的另一優勢在于，可以與建筑相結合，并在用戶側并網，但這還需要盡早解決屋頂難找這一問題。
不過，成本較高顯然是光伏最大的劣勢。如果“十三五”規劃要求太陽能從每度電9毛多降到每度6、7毛錢，對比就可以發現，即使光伏發電能夠完成這一計劃，但其成本仍然要比風電高近50%。
因此，對于光伏而言，在整體經濟性并不占優的情況下，要想獲得更大的發展機會，可能需要在創造GDP、增加就業以及作為整體能源改革的突破口等方面做文章，以達到綜合突破的目標。
配額制下配套措施的保障難題
可再生能源配額制已經取得一定進展的消息，無疑對發展新能源是一劑強心針。
不過，也有業內人士認為，從目前已有的信息來看，配額制要想達到預期的效果，可能還需要許多配套措施的支持。這包括與之相對應的新能源發電的輸送能力，以及電網的智能化、有充分保障且支付及時的電價補貼、相應的融資能力，等等。
中國人民大學重陽金融研究院客座研究員翟永平認為，應考慮可再生能源配額制出臺的時機，最好是在跨區大規模可再生能源發電外輸的堅強智能電網形成之后，讓可再生能源市場上的金融交易可以“交割”。
此外，可再生能源配額制的成功與否，不在于法律體系表面上是否完備，而在于政策措施是否到位和監管的力度。既要有“胡羅卜”激勵滿足配額的企業或用戶，更要有“大棒”懲罰那些不達標的企業或用戶，不能讓奉公守法戶吃虧，不讓“老賴”鉆法律空子。
而從新近傳出的消息來看，在懲罰監督措施方面，則規定：未達到配額指標或在年中進度明顯落后的省市，將暫停或減少其新增石化發電項目。對超過配額基本指標的地區，超過部分的電力消費量不計入該地區能源消費總量的控制限額，對達到先進指標的地區，將給予示范項目、財政支持、優先進行電網建設等支持。
就暫停或減少其新增石化發電項目這一懲罰措施來看，其最終實施時的威力如何，可能還要結合整體的宏觀經濟形勢。以目前的情況來看，中國經濟增速已開始放緩，如果形勢一直持續，地方對電力的需求自然也會減少。屆時，這條措施的效力也必定要打折扣。
輸送能力有望逐步解決
從目前已傳出的信息來看，在擬定的配額指標分配方面，包括甘肅、內蒙、新疆、寧夏、西藏在內的西部省份以及東北三省所占的配額份額最大，達到了10%，次之則是華北地區以及華東地區的省份。
就太陽能資源以及土地資源等方面而言，西部地區繼續大規模發展包括光伏在內的可再生能源的問題不大，關鍵是受制于當地的銷納能力，因此如何將這些發電量進行外送是最大的問題。
而從實際情況來看，這一問題，顯然還沒有得到很好的解決。
業內傳出的信息顯示，盡管許多光伏電站建成后可以并網，但仍存在大規模限電問題。
外送通道，無疑將是配額制面臨的第一個問題。
不過，綜合各種信息來看，電網的輸送能力問題可能會逐漸解決。
公開信息顯示，作為“加快推進大氣污染防治行動計劃12條重點輸電通道建設”項目之一的寧夏寧東——浙江紹興±800千伏特高壓直流輸電工程（以下簡稱寧浙特高壓直流工程），已經于今年8月份獲得國家發改委核準，并計劃10月份開工。
這也是國家電網今年開工的首個特高壓直流工程，工程計劃2016年建成投運。
按照規劃，寧浙特高壓直流工程額定輸送容量800萬千瓦，年外送電量超過500億千瓦時，線路全長1720千米，途經寧夏、陜西、山西、河南、安徽、浙江6省（區）。送端靈州換流站位于寧夏回族自治區銀川市東南88千米靈武市白土崗鄉，受端紹興換流站位于浙江省紹興市以西35千米的諸暨市次塢鎮。
資料顯示，2013年年底，寧夏風電、光伏發電并網裝機容量分別達到302萬千瓦和156萬千瓦，累計發電量分別達到149億千瓦時和21億千瓦時。寧浙特高壓直流工程建成后，國網寧夏電力公司將利用電力外送優勢，解決低谷期間風電、光伏的消納問題，實現新能源發電、輸送及消納的協調統一，推進新能源在更大范圍的優化配置。
價格補貼難題
除了電力外送能力外，另外的一個問題，則與電價的補貼有關。
補貼發放的不及時，不但影響了個別企業的現金流，更為嚴重的是導致整個行業均出現資金緊張情況，已經嚴重影響了行業的正常、健康運轉。
在這一問題受到業界以及社會普遍關注后，相關部門也給出了相應的解決辦法。
根據我國現有的可再生能源電價附加發放程序，財政部門將采取按季預撥、年終清算的方式予以發放。
不過，從目前來看，補貼拖欠問題仍然不同程度存在，并未徹底解決。
國家能源局發布的一份名為《可再生能源發電項目審批簡政放權落實情況駐點江蘇監管報告》表示，可再生能源電價附加補助資金既存在著資格與認定程序周期較長問題，也存在著可再生能源電價附加補助資金撥付較為滯后問題。
上述報告表示，目前財政部門雖已較往年縮短了資金撥付時間，但實際尚未做到按季預撥，結算周期一般滯后3~5月，電網企業每月只能暫按火電的上網標桿電價與光伏發電企業結算，造成企業資金周轉困難。
而這背后，涉及到的最本質的問題，則是價格補貼資金的來源問題。
從過去的情況來看，之所以出現普遍長達一年多的拖欠，其中既有發放程序需要理順的問題，更不容忽視的是資金缺口問題。
數據顯示，至2011年底，資金缺口達110億元，并且補貼支付滯后。而2012年的情況則進一步嚴重，有未經官方證實的統計稱，2012年可再生能源發展基金的資金缺口已達200億元，其中光伏發電的補貼缺口約為五、六十億。
不過，申銀萬國發布的一份報告則對此表示了樂觀的看法。該報告稱，由于風電電價可能下調，以及光伏發電轉向補貼需求較小的分布式光伏項目，政府對于可再生能源發電補貼的實際支付，未來幾年可能低于預期。而更加嚴格可再生能源補貼收支(得益于新的預算法的公布)以及現行合理的資金收集機制，補貼資金將能極大程度滿足政府的支付需求。
上述報告預計，到2020年，風電補貼資金需求為493億元，太陽能光伏發電補貼資金需求為430億元，加上其他可再生能源補貼資金約在139億元，整體補貼金額可達到1062億元。
而在征收方面，預計到2020年，自終端用戶征收的可再生能源電價附加可達857億元，將超過市場的預期，并緩和政府在支付可再生能源發電補貼方面的壓力。
時隔數年之后，“配額制”終于再現曙光。有報道稱，《可再生能源電力配額考核辦法（試行）》已經獲得發改委主任會議討論通過，最后的修訂工作也在近期完成，即將提交國務院批準。
根據機構測算，由“配額制”引發的電力缺口，可能將超過1000億千瓦時，而這部分缺口，將主要由光伏、風電等來完成。
根據當前流傳的信息來看，在配額指標分配方面，將有可能要求東部政府承擔更多的發展新能源的指標，這意味著更適宜東部地區的分布式光伏將更有可能成為其最理想的選擇。
不過，配額制要想達到預期的效果，可能還需要許多配套措施的支持，這包括與之對應的新能源電力的輸送能力以及電網的智能化、有保障且支付及時的電價補貼、相應的融資能力，等等。
配額制下“分布式”的翻身機會
在“千呼萬喚”之后，國家能源局終于發布了《關于進一步落實分布式光伏發電有關政策的通知》（以下簡稱“通知”，）這份通知中的正文內容多達十五條，可謂是面面俱到，既涉及到了目前反應強烈的屋頂難找、融資難等問題，也涉及到了監測體系、產業體系等現實需求還不那么強烈的方面。
不過，如果通讀整個《通知》的內容，或許就可以找到分布式至今發展緩慢的原因。
在將分布式的備案權下放到地方之后，各個地方擁有了對分布式光伏發展的絕對控制權。而至于分布式涉及到的融資難、備案程序不透明、補貼拖欠等問題，恐怕本來也不是能源主管部門一個部門所能解決的，這也正是為什么整個通知呈現最多的是“支持”和“鼓勵”這樣的詞語。
力挺“分布式”
從上述《通知》來看，較有含金量的措施包括，在上網模式上，給了電站投資者更大的自由度。
《通知》規定，利用建筑屋頂及附屬場地建設的分布式光伏發電項目，在項目備案時可選擇“自發自用、余電上網”或“全額上網”中的一種模式。
其中，“全額上網”項目的全部發電量由電網企業按照當地光伏電站標桿上網電價收購。
而已按“自發自用、余電上網”模式執行的項目，在用電負荷顯著減少（含消失）或供用電關系無法履行的情況下，允許變更為“全額上網“模式。但在變更為“全額上網”模式的同時，項目單位要向當地能源主管部門申請變更備案，與電網企業簽訂新的并網協議和購售電合同，電網企業負責向財政部和國家能源局申請補貼目錄變更。
允許投資業主在兩種上網模式之間進行變更，無疑將有利于降低投資者對屋頂資源選擇的難度。
對于投資者而言，找到在25年的光伏電站存續期內能夠一直持續經營、且用電較為穩定的企業，可能太過于理想化，這也加大了相互之間匹配的難度。盡管由“自發自用、余電上網”模式變更為“全額上網”模式后，將有可能降低投資收益，但卻是一種次優的選擇。
此外，《通知》的另一大亮點在于擴大了分布式的認定范圍，將在地面或利用農業大棚等無電力消費設施建設、以35千伏及以下電壓等級接入電網（東北地區66千伏及以下）、單個項目容量不超過2萬千瓦且所發電量主要在并網點變電臺區消納的光伏電站項目，納入分布式光伏發電規模指標管理，執行當地光伏電站標桿上網電價。
此條措施，無疑在很大程度上減少了投資此類項目時所需要的程序。比如，《通知》就規定，對于前述項目，電網企業按照《分布式發電管理暫行辦法》的第十七條規定及設立的“綠色通道”，由地級市或縣級電網企業按照簡化程序辦理電網接入，并提供相應并網服務。
有報道稱，在“十三五”中有關新能源發展的相關規劃中，在光伏發電方面，定調為擴大屋頂分布式光伏發電應用規模，有序推進光伏基地集中開發，未來分布式將占主導。
東部地區未來可期
盡管光伏尤其是分布式獲得了中央高層以及能源主管部門的大力扶持，但由于其涉及到的部門眾多，僅靠一兩個部門的支持，顯然并不能解決其所面臨的問題。
這在此次《通知》中也有所反應，雖然相關的扶持條款多達15條，但更多的措施在落實時還需要其他部門的配合和支持。
而從目前的信息來看，對分布式最大的利好，則來自于近期傳出的與配額制有關的信息。
根據業內流傳的信息，在配額的指標分配方面，將要求東部地區政府承擔更多發展新能源的責任。這就意味著，東部地區每年需要更多的來自可再生能源的發電，以完成任務指標。
從現有選擇而言，盡管東部政府也可以從西部地區輸送新能源電力，但鑒于當前輸送能力的現實，短期看很難滿足此一需求。在這種情況下，自主發展新能源，就成為不二選擇。
這可能會成為進一步刺激中東部地區發展包括光伏在內的新能源的催化劑，而受土地等資源的限制，分布式則將成為其最理想的選擇。
配額制下光伏勝算幾何？
近日，國家發改委能源研究所可再生能源發展中心主任任東明表示，8月中旬，發改委主任會議已經討論通過了《可再生能源電力配額考核辦法（試行）》（以下簡稱《考核辦法》），最后的修訂工作也在近期完成。下一步，這一文件將通過發改委提交給國務院進行批準。
根據這一《考核辦法》，各省市在其每年的總電力需求中，必須包含一定比例的來自可再生能源的發電量，后者包括風電、太陽能發電、生物質能發電三項。
“配額制”消息一出，立即引起了業內的一片歡騰。
一些分析機構據此測算，由此帶來的電力缺口巨大，可能將超過1000億千瓦時。而這部分缺口，幾無可能被尚未大規模發展的生物質發電等其他可再生能源補齊。因此，光伏、風電裝機目標必然將上調，以完成可再生能源的配額指標。
分析人士認為，中長期來看，光伏和風電的行業增速（年度新增裝機規模增速）將得到保障，預計至少高于電力需求增速（年均約6%~7%）一到兩個百分點。
而具體到光伏與風電的各自情況來看，與風電相比，光伏產業鏈較長，產業整體對GDP的貢獻相對也較大。不足是，在目前，新能源發展主要以地方政府為主導，且并不是每個地方都有光伏制造業，因此這一優勢也并不是對所有地方都有吸引力。
此外，光伏的另一優勢在于可以與建筑結合，在用戶側就實現并網。
不過，對于光伏而言，其最大的劣勢，在于成本仍然要高于風電。
有媒體報道稱，在“十三五”可再生能源規劃的制定中，面臨的一大壓力正是經濟性要求。2020年風電價格將與煤電上網電價相當，光伏發電與電網銷售電價相當。這相當于風電從目前每度6毛錢降到4毛錢，太陽能從每度9毛多降到6、7毛錢。
目前，風電價格降價已在醞釀，未來降價力度會更大。
因此，在“配額制”下，地方政府可以選擇的可再生能源發電電源中，光伏到底能獲取多大的份額，可能依然要取決于其本身降低成本的能力以及并網等多種因素。
配額制的曙光
資料顯示，早在數年前，關于可再生能源配額制的討論就已開始。
2006年，《可再生能源法》出臺，《可再生能源配額管理辦法》也隨即面世。
不過，直到2011年年底，《可再生能源電力配額管理辦法（討論稿）》才得以推出。2012年5月，該稿下發到各省和電力公司，開始征求意見。
最新消息顯示，由國家能源局所起草的《考核辦法》，8月份已經國家發改委主任辦公會討論并原則通過。
發改委主任辦公會主要提出三點意見：一是東部地區應承擔更多發展可再生能源的責任，提高東部地區配額指標；二是強化電網企業承擔完成配額的責任；三是配額指標分基本指標和先進指標兩級進行考核。
根據會議提出的意見，能源局將修訂后的文件再向財政部、環保部、國資委等部委，以及各省政府及發改委、各電網企業和主要發電企業征求意見。
根據上述《考核辦法》，計入可再生能源電力配額的非水電可再生能源電力消費量包括：本地區生產并消費的非水電可再生能源電量；從區域外輸入電量中非水電可再生能源電量；本地區可計量的自發自用非水電可再生能源電量。
在各省需要承擔的具體配額方面，2015年、2017年和2020年的配額都已經有了計劃。以2015年的數據來看，內蒙、遼寧、吉林、黑龍江、西藏、甘肅、寧夏和新疆所占的配額份額最大，為10%；江西、浙江、重慶、四川和貴州最少，為2%；華北地區的北京、天津、河北和山西，加上山東、云南、陜西和青海都為7%；上海、江蘇和中南地區都為4%。
從各方信息來看，“配額制”之所以遲遲難產，與涉及到的各相關方的分歧有關，爭議較多的地方包括，指標如何分配、指標的落實能否得到有效監管等。
在落實方面，此次《考核辦法》規定，未達到配額指標或在年中進度明顯落后的省市，將暫停或減少其新增石化發電項目。對超過配額基本指標的地區，超過部分的電力消費量不計入該地區能源消費總量的控制限額，對達到先進指標的地區，將給予示范項目、財政支持、優先進行電網建設等支持。
光伏的綜合優勢
世紀證券發布的報告認為，按照《考核辦法》中的配額指標，2015年所需要的可再生能源電力總額約為3800億千瓦時。如果按照國家此前的裝機規劃（2015年光伏累計裝機目標35GW，風電累計裝機目標120GW）測算，電力缺口巨大，超過1000億千瓦時。
“這部分缺口幾無可能被尚未大規模發展的生物質發電等其他可再生能源補齊。因此，光伏、風電裝機目標必然將上調，以達到可再生能源的配額指標。中長期來看，光伏和風電的行業增速（年度新增裝機規模增速）將得到保障，預計至少高于電力需求增速（年均約6%~7%）一到兩個百分點。”上述報告表示。
根據此次《考核辦法》，地方政府可以在風電、光伏、生物質能三個電源中選擇用于完成新能源發電的配額。
就其中發展較快的光伏與風電的各自情況來看，與風電相比，光伏具有產業鏈較長、整體對GDP貢獻更大以及就業等相對較有利的因素。
此外，光伏的另一優勢在于，可以與建筑相結合，并在用戶側并網，但這還需要盡早解決屋頂難找這一問題。
不過，成本較高顯然是光伏最大的劣勢。如果“十三五”規劃要求太陽能從每度電9毛多降到每度6、7毛錢，對比就可以發現，即使光伏發電能夠完成這一計劃，但其成本仍然要比風電高近50%。
因此，對于光伏而言，在整體經濟性并不占優的情況下，要想獲得更大的發展機會，可能需要在創造GDP、增加就業以及作為整體能源改革的突破口等方面做文章，以達到綜合突破的目標。
配額制下配套措施的保障難題
可再生能源配額制已經取得一定進展的消息，無疑對發展新能源是一劑強心針。
不過，也有業內人士認為，從目前已有的信息來看，配額制要想達到預期的效果，可能還需要許多配套措施的支持。這包括與之相對應的新能源發電的輸送能力，以及電網的智能化、有充分保障且支付及時的電價補貼、相應的融資能力，等等。
中國人民大學重陽金融研究院客座研究員翟永平認為，應考慮可再生能源配額制出臺的時機，最好是在跨區大規模可再生能源發電外輸的堅強智能電網形成之后，讓可再生能源市場上的金融交易可以“交割”。
此外，可再生能源配額制的成功與否，不在于法律體系表面上是否完備，而在于政策措施是否到位和監管的力度。既要有“胡羅卜”激勵滿足配額的企業或用戶，更要有“大棒”懲罰那些不達標的企業或用戶，不能讓奉公守法戶吃虧，不讓“老賴”鉆法律空子。
而從新近傳出的消息來看，在懲罰監督措施方面，則規定：未達到配額指標或在年中進度明顯落后的省市，將暫停或減少其新增石化發電項目。對超過配額基本指標的地區，超過部分的電力消費量不計入該地區能源消費總量的控制限額，對達到先進指標的地區，將給予示范項目、財政支持、優先進行電網建設等支持。
就暫停或減少其新增石化發電項目這一懲罰措施來看，其最終實施時的威力如何，可能還要結合整體的宏觀經濟形勢。以目前的情況來看，中國經濟增速已開始放緩，如果形勢一直持續，地方對電力的需求自然也會減少。屆時，這條措施的效力也必定要打折扣。
輸送能力有望逐步解決
從目前已傳出的信息來看，在擬定的配額指標分配方面，包括甘肅、內蒙、新疆、寧夏、西藏在內的西部省份以及東北三省所占的配額份額最大，達到了10%，次之則是華北地區以及華東地區的省份。
就太陽能資源以及土地資源等方面而言，西部地區繼續大規模發展包括光伏在內的可再生能源的問題不大，關鍵是受制于當地的銷納能力，因此如何將這些發電量進行外送是最大的問題。
而從實際情況來看，這一問題，顯然還沒有得到很好的解決。
業內傳出的信息顯示，盡管許多光伏電站建成后可以并網，但仍存在大規模限電問題。
外送通道，無疑將是配額制面臨的第一個問題。
不過，綜合各種信息來看，電網的輸送能力問題可能會逐漸解決。
公開信息顯示，作為“加快推進大氣污染防治行動計劃12條重點輸電通道建設”項目之一的寧夏寧東——浙江紹興±800千伏特高壓直流輸電工程（以下簡稱寧浙特高壓直流工程），已經于今年8月份獲得國家發改委核準，并計劃10月份開工。
這也是國家電網今年開工的首個特高壓直流工程，工程計劃2016年建成投運。
按照規劃，寧浙特高壓直流工程額定輸送容量800萬千瓦，年外送電量超過500億千瓦時，線路全長1720千米，途經寧夏、陜西、山西、河南、安徽、浙江6省（區）。送端靈州換流站位于寧夏回族自治區銀川市東南88千米靈武市白土崗鄉，受端紹興換流站位于浙江省紹興市以西35千米的諸暨市次塢鎮。
資料顯示，2013年年底，寧夏風電、光伏發電并網裝機容量分別達到302萬千瓦和156萬千瓦，累計發電量分別達到149億千瓦時和21億千瓦時。寧浙特高壓直流工程建成后，國網寧夏電力公司將利用電力外送優勢，解決低谷期間風電、光伏的消納問題，實現新能源發電、輸送及消納的協調統一，推進新能源在更大范圍的優化配置。
價格補貼難題
除了電力外送能力外，另外的一個問題，則與電價的補貼有關。
補貼發放的不及時，不但影響了個別企業的現金流，更為嚴重的是導致整個行業均出現資金緊張情況，已經嚴重影響了行業的正常、健康運轉。
在這一問題受到業界以及社會普遍關注后，相關部門也給出了相應的解決辦法。
根據我國現有的可再生能源電價附加發放程序，財政部門將采取按季預撥、年終清算的方式予以發放。
不過，從目前來看，補貼拖欠問題仍然不同程度存在，并未徹底解決。
國家能源局發布的一份名為《可再生能源發電項目審批簡政放權落實情況駐點江蘇監管報告》表示，可再生能源電價附加補助資金既存在著資格與認定程序周期較長問題，也存在著可再生能源電價附加補助資金撥付較為滯后問題。
上述報告表示，目前財政部門雖已較往年縮短了資金撥付時間，但實際尚未做到按季預撥，結算周期一般滯后3~5月，電網企業每月只能暫按火電的上網標桿電價與光伏發電企業結算，造成企業資金周轉困難。
而這背后，涉及到的最本質的問題，則是價格補貼資金的來源問題。
從過去的情況來看，之所以出現普遍長達一年多的拖欠，其中既有發放程序需要理順的問題，更不容忽視的是資金缺口問題。
數據顯示，至2011年底，資金缺口達110億元，并且補貼支付滯后。而2012年的情況則進一步嚴重，有未經官方證實的統計稱，2012年可再生能源發展基金的資金缺口已達200億元，其中光伏發電的補貼缺口約為五、六十億。
不過，申銀萬國發布的一份報告則對此表示了樂觀的看法。該報告稱，由于風電電價可能下調，以及光伏發電轉向補貼需求較小的分布式光伏項目，政府對于可再生能源發電補貼的實際支付，未來幾年可能低于預期。而更加嚴格可再生能源補貼收支(得益于新的預算法的公布)以及現行合理的資金收集機制，補貼資金將能極大程度滿足政府的支付需求。
上述報告預計，到2020年，風電補貼資金需求為493億元，太陽能光伏發電補貼資金需求為430億元，加上其他可再生能源補貼資金約在139億元，整體補貼金額可達到1062億元。
而在征收方面，預計到2020年，自終端用戶征收的可再生能源電價附加可達857億元，將超過市場的預期，并緩和政府在支付可再生能源發電補貼方面的壓力。
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