图三：可再生能源补贴分析与建议

注：模型中，如果19年及以后新增电站全部采用“竞补”规则，各年“竞补”预算也从可再生能源电费附加中拨付(图中标蓝区域);剩余的电费附加额度(图中绿色虚线组成的区域)用于偿还累计缺口(红线区域);模型建议自2019年起，存量电站的补贴(紫色大框内区域)由“绿证+强制配合”解决。另，再次说明，图中数据仅作为趋势参考。

建议一：新增电站：不限规模，限补贴金额
对现有集中式(领跑者和地面)及分布式的规模指标、分配方式及竞价模式，转变思路，改为根据可能的预算，量入而出，分配补贴金额，各省在补贴金额内由电站投资企业“竞补”。如果国家没有其他财政资金来源，仍可从可再生能源电费附加总额中提取国家对新增电站年度总补贴预算规模，可根据上年度各省装机规模、潜力、并网容量和消纳等情况，将总补贴预算按块块切蛋糕，各省根据国家的切块及省内配套补贴，由省内光伏电站投资企业竞争电价补贴。在满足电站建设和并网消纳基础标准的前提下，将补贴优先分配给度电所需补贴低的企业，从最低排序直至省内预算用完，确保补贴到位，不再有任何拖欠。
显然，无需补贴的企业始终能最先备案，不限制其规模。度电竞补低的企业将以更高的概率获得补贴并备案，从而，有限的补贴预算可以建设最大规模的电站，实现规模及效益最大化。
如此推行，一方面可将市场中建设成本高、资本实力弱、管理能力差的企业淘汰出局，竞争力强的企业才能最终获胜;另一方面，各级政府相关机构不再纠缠于分配指标，寻租机会消失。竞补低者得之，公开透明，童叟无欺。找市长没用，竞补低才有希望。
省内补贴预算亦可分成地面和分布式补贴预算两个部分。考虑分布式项目度电成本稍高，更需要补贴推动发展，但补贴的方式可以相同，即竞补低的优先获得备案和补贴，而无需补贴的始终最先备案。
分布式光伏无需额外的土地，有利于屋顶资源及空间的多重利用，应鼓励发展。政策层面应积极推广分布式市场化交易，扫除政策和体制障碍。
风电包括海上风电、光热、生物质发电等都可沿用这一机制，有利于技术领先、成本较低、管理高效的企业在市场上占先。无指标可分，“指标”市场消失，权力无需关进笼子中。
有人担心，这是否会引起新一轮的恶性竞争?一是从企业角度，企业自负盈亏，应该相信企业会理性决策;二是从政府角度，可限定企业准入条件，设一定的门槛，如资本金等;三是从监管角度，如果竞补成功后备案项目未能按时建设完成，企业将进入失信名单，限制其以后参与竞补。
所以，只要政策设计得当，短期偶尔的恶性竞争可能会存在;长期来看，新增电站投资，一定由成本管控好，技术水平高、资金实力强的企业主导。企业会寻找光照条件好、就近消纳易、屋顶或土地租金廉、地方税金少、供应性价高、资金成本低、营商环境佳的地方进行选择和投资。考虑投资企业竞争压力大、利润微薄，地方政府为了能源转型、绿色生态和税收增加，应该会和投资企业联手，帮助企业控制成本，而不至于中途变卦，一旦电站建成，随意增加各种税费和租金。

建议二：存量电站：绿证与强制配额相结合，替代补贴
至2017年12月底，全国存量光伏发电装机规模已超过130GW，这些电站还需要连续补贴15-20年。随着电站建设每年的叠加，每年补贴的总额也在累积，预估20年后才到补贴的峰值(参见图二的补贴缺口)。在每年收取的可再生能源电费附加金额增长缓慢的情况下(参加图二的蓝色虚线)，补贴欠账越来越多，包袱越来越重。“531新政”只是稍微减轻，不治标更不治本(参见图二中新政减少的补贴金额)。解决存量电站的补贴，可行的办法只有推行电力绿色证书及火电企业新能源强制配额相结合，化解补贴资金捉襟见肘之窘境(参见图三)。
绿证市场比起碳市场更具现实性和可操作性，与火电企业强制性的可再生能源配额配合，存量光伏电站企业通过出售电力绿色证书得到收入，全面替代国家承诺但需漫长等待的补贴。
目前已进行的绿证市场交易中存在两大问题，一是尚未强制实行可再生能源的配额制，完全依靠企业的环保意识、责任意识，其象征意义大于实际意义，绿证市场很难有所发展。三部委已提出将在2018年适时启动绿证配额及强制交易，进一步完善绿证交易机制。就目前新能源补贴缺口巨大的约束下，应当及早启动“两政”叠加。二是风电、光伏绿证认购比例严重失调，光伏绿证竞争力差，许多光伏企业不愿意降低对价，导致销售量远低于风电绿证。
在 “531新政”下，光伏企业应当把握好绿证的机会，平衡价格与绿证销售数量之间的关系，取代补贴需求。在将来绿证强制规范中，在配额里对风电和光伏分别设定比例，增加光伏绿证的销售。
国际上，绿证交易已成为一套成熟的、灵活的清洁能源市场机制，它不仅可以通过对发电企业进行配额考核，还可以考核售电企业的绿色电力出售情况，由市场化机制将补贴压力转移给煤发电企业及用电终端。需要明确的是，可再生能源配额及绿色证书应该也必须直接量化给发电企业，如果按“块块”分配，企图通过各级政府的行政手段，可能既扭曲交易市场，又滋生寻租机会。
有人怀疑，是否会大幅增加火电企业的转型成本，并最终由消费者买单?根据现有风电、光伏、光热、生物质等新能源发电补贴的存量规模，每年预计需要1000-1200亿元的补贴，这一补贴规模转嫁到绿证交易，确实会增加火电企业成本，但由于价格传导机制不灵，转嫁到消费者身上去的比例较小。
在新一轮的煤炭“去产能”过程中，煤炭价格上涨，火电企业发电成本急剧上升，同时火电机组发电小时并没有同比例上升，增加部分也可能因为电力直接交易，利润收窄，火电行业整体利润下滑，甚至再度亏损。在这样的背景下，强制配额及绿证交易一定会受到新能源规模配比比较低的火电集团的抵制，征求意见稿通过的难度比较大。
是否有有效的解决办法?在电力市场尚未完全放开，价格传导机制不畅的现实下，建议在煤炭“去产能”中，放宽煤炭规模，推动煤炭价格下滑，降低火电企业发电成本，这足以弥补强制配额与绿证交易带来的成本上升，将存量可再生能源补贴的压力转移到煤炭行业，同时有利于促进火电企业逐步淘汰老旧机组，投资更多的新能源项目。
通过配比的绿色证书销售收入取代国家承诺的补贴，光伏电站投资企业是否会抵制?一方面，电站投资的模型是按照国家承诺的补贴金额测算的，但久拖难以到位的补贴、财务成本的增加以及融资难度加大带来的窘境已经让不少电站企业难以为继;另一方面，国家可以设计好配额规模，以影响绿色证书的交易价格，让电站企业绿色证书销售收入接近于承诺的补贴金额。
关键是，绿色证书的销售收入可以即刻进账。在绿色证书期货市场机制下，电站企业甚至可以提前卖出以提早获取收入。在电站企业绿色证书销售的平均收入接近承诺补贴金额的情况下，通过绿色证书替代补贴应该不会收到电站企业的反对和抵制。