今年初，财政部、国家发改委、国家能源局三部委联合下发了《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》(财建[2020]4号)，光热行业同仁看了之后是哀鸿遍野，觉得前途一片灰暗。
首先，整个文件的中心思想，就是要将可再生能源发电项目的收入方式从原本的财政补贴方式转向市场收益方式，简单地说，就是政府要甩包袱了。这一点就使很多人发愁了：光热项目下一步不靠财政补贴的话，出路在哪里?原文中的部分内容，其实已经透露了将来光热项目出路的一些端倪。逐一细读体会如下：
一、完善现行补贴方式
(一)以收定支，合理确定新增补贴项目规模。根据可再生能源发展规划、补助资金年度增收水平等情况，合理确定补助资金当年支持新增项目种类和规模。财政部将商有关部门公布年度新增补贴总额。国家发展改革委、国家能源局在不超过年度补贴总额范围内，合理确定各类需补贴的可再生能源发电项目新增装机规模，并及早向社会公布，引导行业稳定发展。新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准(备案)并于2021年十二月三十一日前全部机组完成并网的存量海上风力发电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。
以收定支，目的很明了，就是为了防止可再生能源补贴资金缺口的进一步扩大，毕竟光热项目假如是享受补贴电价，是要从可再生能源补贴资金中分钱的。新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围这一句，普遍被大家理解为光热项目已被一刀切，行业梦想已告破灭。然而，我觉得这样的理解有些不合逻辑。
从国家层面来看，要控制的是补贴资金的总量，简单地来讲，就是不管补给谁、补多少，总的钱数不能超过某个总规模数字。国家发改委和能源局要做的事情呢，就是要确定补给谁、补多少。但是，假如是在所有的待选项目中筛选获得补贴的幸运儿，有什么特别的理由要把海上风电、光热项目排除在外吗?毕竟这个补贴资金不叫光伏、陆上风电、生物质的补贴资金，它是适用于所有可再生能源项目的。
要选，应该是大家公平地一起选，只要你要补贴的理由够充分、能服众，譬如光伏可以扶贫，光热项目也相同可以扶贫，这都是可以成为待选项目的。
所以，这一点不应把它理解为海上风电、光热项目已被排除在将来可再生能源年度补贴总额的范围之外，而是说新增的海上风电、光热项目不会自动地、单独地纳入中央财政补贴范围，它们会与光伏、陆上风电、生物质项目相同，要么一起接受筛选作为年度新增补贴总额范围内的待选项目，要么就一起平价上网。
按相应价格政策纳入中央财政补贴范围这个也是行业讨论较多的地方，大家最近都催促政府尽快出台光热项目的价格退坡政策，明确退坡电价。但是，我认为这样做是吃力不讨好。光热项目的现有价格政策就是发改价格〔2016〕1881号文件，其中提到了：
标杆电价1.15适用于目录中的所有光热示范项目;2018年十二月三十一日前投运的项目执行该标杆电价;2019年以后国家将适时完善光热发电价格政策。
推理过程如下：
目前的存量太阳能光热发电项目属于光热示范项目吗?属于，所以标杆电价1.15适用于目前的存量光热项目。2018年十二月三十一日前投运的光热项目执行标杆电价，有说2019年一月一日之后就不执行标杆电价了吗?没有。2019年后会适时完善价格政策，现在有新的价格政策出台了吗?没有，那就是仍按原定价格执行。所以，根据法无禁止即可为的思想，我得出的结论是：目前的存量光热示范项目电价仍然是1.15，并没有退坡。
所以我就纳闷了：为何我们一定要催促政府尽快出台一个新的退坡电价呢?是嫌1.15太高了吗?假如不是，我们现在要做的应该是把握2021年底之前这段时间，尽快推动存量光热项目，而不是去推动政府出台一个退坡电价，否则连这个财政补贴的最后机会也悄悄地溜走，过了这村，就没这店。(二)充分保障政策延续性和存量项目合理收益。已按规定核准(备案)、全部机组完成并网，同时经审核纳入补贴目录的可再生能源发电项目，按合理利用小时数核定中央财政补贴额度。关于自愿转为平价项目的存量项目，财政、能源主管部门将在补贴优先兑付、新增项目规模等方面给予政策支持。价格主管部门将根据行业发展要和成本变化情况，及时完善垃圾焚烧发电价格形成机制。
按合理利用小时数核定补贴额度，简单地讲，就是关于一个项目在一个地区每年该发多少电，主管部门心里有数。有了这个数，可能会堵死一部分项目想通过扩充规模而多发电、多申领财政补贴的路子，但从另一方面来看，关于那些达不到这个数的项目来说，是可以多优化配置、多提升运行水平，更好地向这个目标靠拢。这部分的补贴是在财政预算中的，就看你有没有本事拿全了。
自愿转为平价项目的存量项目，再次体现了政府要把想将可再生能源从财政补贴向市场收益转制的思想。但问题在于，市场是以利益为先的，要想项目自愿转制，就必须建立相应的市场收益机制来弥补原本享受财政补贴的利益损失。所以政府应当做的事情，是尽快建立和完善这些相应的市场收益机制，而不是吊起补贴优先兑付、新增项目规模这样的胡萝卜。
要知道，这两个胡萝卜在逻辑上都是有问题的：补贴兑付本来就是政府应当履行的义务，由于前期办事不力导致补贴拖延，是一种失职，在合同中相当于违约，是不适宜拿来作为谈判筹码的。
至于新增项目规模，逻辑也很简单，假如是享受财政补贴的新增项目，补贴仍然会被拖欠，投得越多被拖欠的就越多，这样的市场逻辑应该是不成立的;假如是平价上网，分两种情况，一种情况是平价能够支撑项目自身的成本，项目可以盈利，由于不牵涉财政补贴而且又符合国家清洁能源大战略，投资者自然是能投多少就投多少，这是市场自发行为，根本不要什么支持政策;另一种情况是平价不能支撑项目自身的成本，项目无法盈利，这时又没有市场收益机制来弥补成本缺口，任你批准多大新增规模都没用，因为不盈利的项目投资者不会投，这也是市场自发行为。
所以说无论是哪种情况，不要给出什么支持政策，政府只要好好地把相关的市场收益机制建立和完善起来，通过这些市场机制承接原有财政补贴的收益，原有项目才有可能考虑是否自愿转为平价项目，这样财政补贴的负担才有可能减轻。(三)全面推行绿色电力证书交易。自2021年一月一日起，实行配额制下的绿色电力证书交易(以下简称绿证)，同时研究将燃煤发电公司优先发电权、优先保障公司煤炭进口等与绿证挂钩，持续扩大绿证市场交易规模，并通过多种市场化方式推广绿证交易。公司通过绿证交易获得收入相应替代财政补贴。绿证是可再生能源项目由财政补贴转向市场收益的重要工具，上述最后一句话也印证了这一点，这个也是第(二)条提到的政府应当尽快完善的市场机制之一(之所以说之一，是因为还有另外一种机制，将在文末讨论)。绿证从2017年二月正式核发至今，都是采用自愿认购的形式，而且资料都是在网上公开的。
自愿认购，也就是没有强制性，放在我国具体的国情之中，结果自然就是除了极少数有崇高信仰的以外，大部分的个人或公司都不会花钱去购买。这就造成了绿证卖家热情高涨、买家态度冷淡的尴尬局面，也是绿证交易市场饱受诟病的焦点之一。
破局的方法就是从自愿购买改为强制购买，也就是这一条所说的配额制，发电公司要生产一定配额的绿证电力，消费公司要消费一定配额的绿证电力，这样绿证交易市场的规模才能真正扩大，才会有之后各种与绿证挂钩、多种市场化方式的可能。
在财政补贴逐步削减的大前提下，绿证交易对光热发电行业肯定是一个利好，但要做到光热行业真正从绿证机制中受益，除了配额制以外，我建议： 1)扩大允许申领绿证的项目范围，目前只有纳入国家可再生能源电价附加补贴目录的陆上风电、地面集中式光伏电站项目可以申请绿证，这样相当于剥夺了光热项目通过绿证收入替代财政补贴的机会，因此应当将绿证项目范围扩展到涵盖所有投运的光热项目，这样光热项目才有可能享受得到绿证带来的好处，特别是对将来不再享受中央财政补贴的光热项目;
2)取消绿证挂牌价格的上下限，完全应由市场来确定交易价格;
3)考虑按照峰谷时段制定不同的绿证种类，而不是按照目前的发电类型来分类，因为峰谷时段反映的思想是同量不同质的市场供求关系变化，与市场化改革的大方向相一致的。
二、完善市场配置资源和补贴退坡机制
(四)持续推动陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏价格退坡。继续执行陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏等上网指导价退坡机制，合理设置退坡幅度，引导陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏尽快实现平价上网。
(五)积极支持户用分布式光伏发展。通过定额补贴方式，支持自然人安装使用自发自用、余电上网模式的户用分布式光伏设备。同时，根据行业技术进步、成本变化以及户用光伏市场情况，及时调整自然人分布式光伏发电项目定额补贴标准。
(六)通过竞争性方式配置新增项目。在年度补贴资金总额确定的情况下，进一步完善非水可再生能源发电项目的市场化配置机制，通过市场竞争的方式优先选择补贴强度低、退坡幅度大、技术水平高的项目。
第(四)条提到了价格退坡机制，覆盖了光伏、陆上风电、工商业分布式光伏三种电站，但并未提及光热项目和海上风电，这与我们在第(一)点的分析是互相印证的：政府压根就没想着现在就给光热项目出台个退坡电价，那我们干嘛还要催着政府做这件事情呢?没有新的价格政策，那就一切按原有价格政策来执行就是了。
第(五)条虽然和光热项目没有直接关系，但要知道，新增的户用分布式光伏项目是纳入年度新增补贴总额范围的，也就是要从补贴总额中分掉一部分的，所以户用分布式光伏项目其实是竞争对手，而且是一个受政策倾斜的优势种子选手。但我一直认为，靠近用能中心的分布式光伏才是光伏使用的正确打开姿势，比起那些远离用能中心的集中式光伏电站，它的总体社会成本更低，而产生的社会效益更高，我个人是举双手赞成的。
第(六)条进一步论述了第一点中主管部门在如何选取能够纳入年度新增补贴总额范围的可再生能源发电新增项目的入选标准，就是三点补贴强度低、退坡幅度大、技术水平高。
关于光热项目来讲，技术水平高这一点比较容易达成，但补贴强度低、退坡幅度大这两点尚且要业内人士的共同努力。同样，这里重点只强调了通过竞争性方式配置新增项目，并没有特意将海上风电、光热项目剔除在外，所以再次说明，将来的新增光热项目也是有机会入选年度财政补贴项目的。
三、优化补贴兑付流程
(七)简化目录制管理。国家不再公布可再生能源电价附加目录。所有可再生能源项目通过国家可再生能源信息管理平台填报电价附加申请信息。电网公司根据财政部等部门确定的原则，依照项目类型、并网时间、技术水平等条件，确定并定期向全社会公开符合补助条件的可再生能源发电项目清单，并将清单审核情况报财政部、国家发展改革委、国家能源局。此前，三部委已发文公布的1-7批目录内项目直接列入电网公司可再生能源发电项目补贴清单。
(八)明确补贴兑付主体责任。电网公司依法依规收购可再生能源发电量，及时兑付电价，收购电价(可再生能源发电上网电价)超出常规能源发电平均上网电价的部分，中央财政按照既定的规则与电网公司进行结算。
(九)补贴资金按年度拨付。财政部根据年度可再生能源电价附加收入预算和补助资金申请情况，将补助资金拨付到国家电网有限公司、我国南方电网有限责任公司和省级财政部门，电网公司根据补助资金收支情况，按照相关部门确定的优先顺序兑付补助资金，光伏扶贫、自然人分布式、参与绿色电力证书交易、自愿转为平价项目等项目可优先拨付资金。电网公司应切实加快兑付进度，确保资金及时拨付。
(十)鼓励金融机构按照市场化原则对列入补贴发电项目清单的公司予以支持。鼓励金融机构按照市场化原则关于符合规划并纳入补贴清单的发电项目，合理安排信贷资金规模，切实解决公司合规新能源项目融资问题。同时，鼓励金融机构加强支持力度，创新融资方式，加快推动已列入补贴清单发电项目的资产证券化进程。
第(七)条说的是以后所有的可再生能源项目，无论是不是享受财政补贴，都要自行到管理平台上填报申请信息，这符合当今网络化办事的便捷流程。这里还提到了电网公司根据……原则，……确定并公开……项目清单，与第(一)条结合理解，就是要确定每年哪些具体项目会入选新增补贴总额，具体操作起来可能是财政部确定当年补贴的总规模，国家发改委、能源局确定分配给每一种类型的可再生能源项目补贴规模，譬如风能xx亿，太阳能xx亿，生物质能xx亿，而最后哪些具体项目能够入选，审批权限则下放到电网公司，也就是上头定规模，电网定项目。
这种权力下放的原因，一方面当然是可以减轻国家中央部委的工作量，另一方面应该是考虑到电网公司会更清楚电网中负荷调配的具体需求，从而更合理地选择各种类型的可再生能源配比，力图解决可再生能源的消纳问题，因为消纳是目前可再生能源最突出的问题。
根据我的判断，前期在太阳能类型中，电网公司会更多地选取光伏，因为价格低廉，但越往后，随着火电比例降低和调峰潜力开发殆尽，能够符合调峰调度需求的光热项目会逐步受到青睐，因为电网友好这个特性，不能只靠吹，是要真刀真枪实现的。
第(八)、(九)两条说的都是补贴兑付的问题。简单地说，燃煤脱硫标杆电价以内的部分，电网公司能够做到按月结算兑付，而关于超出燃煤脱硫标杆电价的补贴部分，则要等每年底一次的年度结算和拨付。
在此我可以以自然人分布式光伏项目业主的身份告诉大家，即使是处于兑付队列较高的优先级别，当年发的电，最快也要次年四月份左右才能拿到财政补贴的钱，所以关于那些兑付优先级靠后的可再生能源项目，在次年下半年才拿到补贴是很常见的事，稍微拖一拖还会到第三年，也就是发电补贴兑付的时长至少为7~19个月(19个月对应的是一月份发的电，而7个月对应的是十二月份发的电)。
所以，在制订投资项目的财务模型时，应考虑此兑付因素对项目现金流的影响，并且留有一定的余地。事实上，兑付进度滞后的症结不在于电网公司，而在于中央财政补贴拨付资金的速度。所以，我们应向政府提出以下建议：
应尽力缩短补贴资金的拨付周期，改为按半年、或按季度拨付，以切实减轻项目业主的现金流压力，其实这也是变相降低项目融资成本。
第(十)条，说的是新能源项目如何实现融资。这是一个老大难问题，其实这也不能全怪金融机构，毕竟国内的商业性金融机构也是遵循市场风险规律办事，首先它们习惯了只向国有公司供应无抵押贷款授信的做法，因为历史经验证明这是风险最低的;其次之前固定的存贷款基准利率市场给予了它们足够安逸的生活，固步自封不思进取，不愿意冒风险去接受新事物，开拓新业务。因此，这要整个金融行业的改革。
目前放开利率浮动限制、启用LPR等一系列利率市场化改革措施，都是金融行业改革的喜人进步，只有在市场生存压力下，金融机构才会有心思、有动力开拓新业务。当然，这是金融行业的市场化改革，我们除了寄望越来越好以外，好像也无法做些什么。但关于可再生能源项目，至少有一点我们是可以做的，就是上面说的建议政府缩短补贴资金的拨付周期，这是金融机构在评估项目贷款时经常提出的问题。因为谁都清楚，关于财政补贴的项目，没有补贴的尽早到位，还本付息是实现不了的。
四、加强组织领导
促进非水可再生能源高质量发展是推动能源战略转型、加快生态文明建设的重要内容，各有关方面要采取有力措施，全面执行预算绩效管理，保障各项政策执行效果。各省级发改、财政、能源部门要加强对本地区非水可再生能源的管理，结合实际制定发展规划。各省级电网要按照《中华人民共和国可再生能源法》以及其他政策法规规定，通过挖掘燃煤发电机组调峰潜力、新增电网调峰电源、优化调度运行方式等，提高非水可再生能源电力消纳水平，确保全额保障性收购政策落实到位。
文件的最后一条提到了电力消纳，着重强调了三种实现途径燃煤机组深度调峰、新增电网调峰电源、优化调度。
为何要提消纳?因为弃风、弃光。
为何要弃风、弃光?因为无法调度调峰。
让燃煤机组深度调峰与优化调度，我理解这两个是一个意思，目的都是为光伏、风电让路，让它们在能够多发时就多发，尽量提高电网中清洁能源发电量的比重。到了光伏、风电无法多发的晚高峰时段，就重新让燃煤机组新增出力，把出力顶上去。
新增调峰电源，一方面是在光伏、风电能够多发电时，让它们多发，并设法把清洁电力储存起来，譬如储能系统;另一方面在晚高峰时段，把储存的清洁电力再释放出来(譬如储能系统)，或者让机组快速启动把出力顶上去(譬如天然气调峰电站)，以弥补光伏、风电的出力缺口。
但随着火电比例逐步降低的大趋势，通过燃煤机组进行深度调峰的总体能力会越来越小，我们又无法回到有多少间歇性电源就上多少火电调峰配套的年代，那么越往后，解决问题的途径貌似就剩下了新增调峰电源一个，因为你假如没有调峰电源，再怎么优化调度都没用，巧妇难为无米之炊。这里插一句，光伏、风电的短时出力预测技术，是可以减少对电网的冲击，让电网能够提前一些对间歇性有所准备，但出力预测不是电力调度，因为它说到底还是一种被动发电的播报，无法通过主动控制的方式来响应电网的发电要求。
我觉得，以上是一种将清洁发电和调峰调度两个问题分开解决的思路，也就是光伏、风电解决清洁发电的问题，而调峰电源解决调峰调度的问题。然而，我们能不能转换一种思路，用一种可调峰调度的可再生能源，一次性把这两个问题都同时解决了呢?答案是肯定的，光热就有这样的潜质。
光热最大的优势，就是可轻松储能调度，而且储能时间可以很长，所以无论是作为独立发电的可再生能源电站，还是光伏+光热的混合电站，或者是多种能源互补的清洁能源综合发电基地，光热都是不可或缺的一部分，都是可以承担调峰调度任务的清洁电源主角。因此，我认为这一条内容恰恰是整个文件对光热发展最大的利好和支持，所以我们不应对行业的未来丧失信心。作为国内刚起步不久的光热发电，成本压力肯定是已经发展了十余年的光伏、风电没法比的，目前可再生能源整体市场又面对着由财政补贴向市场收益的历史转折点，如何解决光热行业后续的发展，是我们不可回避的问题。既然政府是这个历史转折的重要推手，作为甩掉财政补贴包袱的代价，主管部门应当尽快着手建立和完善替代财政补贴的相关市场收益机制，前面提到的绿证是一个，而以下是另一个机制电力现货交易市场，这也是5年前国内启动的新电改的目标。
电力现货交易市场，说白了就是类似股票公开报价交易市场，里面的股票就是针对当天的、第二天的不同时段及实时的电力商品，供求双方实时报价并被撮合交易，所以这是完全由市场定价的电力交易机制，它反映的是同量不同质的市场供求关系变化对电价的影响。
可以简单想象一下，当白天时段阳光充足，各光伏电站大量发电，电力供应过剩，为了尽快售出电力，发电商会压低电力报价，从而使整体电价水平下降。到了晚高峰时段，太阳下山，光伏出力下降，涌现电力缺口，而用户用电需求大量新增，供不应求，为了获得电力，采购商会提高采购报价，从而使整体电价水平上升。最终的结果，就是在不同的时段，电力价格会上下波动，出现峰谷差别。这个峰谷电价差价，能够为包括光热项目在内的所有调峰电源，或者其它所有储能电站带来盈利的机会。
而且，由于这个是实时市场交易报价，就无需主管部门花费三年五载、绞尽脑汁去研究一个合理的峰谷电价，因为一切都由市场说了算。根据国外经验，电力交易市场中的峰谷电价区间在0.5~3倍的基准水平范围波动是常见的事情。
现在，包括某些省份已实行的电力调峰辅助服务补贴，以及迟迟不见踪影的发电侧峰谷上网电价，在将来的电力现货交易市场中都是能一起解决的问题，而且是市场定价，无需主管部门干预制订价格。可以预期，一旦这样的电力现货交易市场机制成熟，光热项目就可以通过自身的技术优势，优先保证全部高峰发电时段和部分价格较高的发电时段，避开价格较低的发电时段，使电站收益实现最大化，从而才能最终自食其力，真正通过市场收益摆脱对财政补贴的依赖。
此外，在建立电力现货交易市场机制时，我建议： 1)制定奖罚分明的规则，关于寡信失约的供应商，应有严厉的罚则;关于诚信守约的供应商，应考虑奖励，譬如给予交易成交费用的不同折扣;
2)关于已享受财政补贴的项目，应当限制进入电力现货交易市场，或从实际成交的电力价格中，扣除重复的部分收益。
综上所述，对下一步光热项目的发展，我得出的结论是：
1)目前存量的光热项目，电价仍然是1.15，投建截止日期被放宽到2021年十二月三十一日。因此，我们应当抓紧时间，尽快启动建设这些存量项目。2022年开始，光热项目不再享受1.15的电价，它会与其它可再生能源项目一起，竞争入选每年新增补贴范围的名额，没入选的就走市场定价的路子。
2)关于享受财政补贴的光热项目，应建议政府进一步缩短补贴资金的拨付周期至半年或每季度，这样可以切实减轻项目的现金流压力，也是变相减少项目融资成本。
3)关于转向市场收益的光热项目，绿证是弥补一部分原财政补贴的一种市场收益机制。落实配额制、扩大绿证覆盖范围、完全市场定价，是光热项目能够切实从绿证交易受益的关键。此外，我们还应争取按不同时段制定绿证种类的可能，以体现同量不同质的市场化思维。
4)电力现货交易市场是弥补原财政补贴的另一种市场收益机制，电价完全由市场公开报价确定，设有奖罚分明的严格规则，并对已享受财政补贴的项目进入交易市场作出合理限制或进行收益扣减。光热项目充分发挥自身的技术优势，利用不同时段的交易电价，实现收益最大化，真正通过市场实现项目的盈利。
5)主管部门在甩掉财政包袱的同时，应致力于推动和完善绿证、电力现货交易市场的建设和制度，以实现可再生能源项目从财政补贴模式向市场收益模式的顺利转变。
