配额指标一直是一支悬在头上的达摩克利斯之剑。距离2020年考核大限不足3年，如何完成这一硬性指标，成了困扰发电企业们的一大难题。
那么，发电企业完成非水可再生能源指标的出路究竟何在呢?
完不成非水可再生能源指标或将导致电企被取消发电许可
早在2016年，国家能源局下发了《关于建立燃煤火电机组非水可再生能源发电配额考核制度有关要求的通知》，明确要求对燃煤火电机组强制实行非水可再生能源的配额考核机制，2020年，国内所有火电企业所承担的非水可再生能源发电量配额需占火电发电量的15%以上。同时，通知中明确规定，对于没有完成配额要求的燃煤发电企业，应责令其在规定期限内完成配额要求，逾期仍未完成的，取消该发电企业的发电业务许可证。
此政影响最大的无疑是以国家电网、华能、大唐、华电、国电、国家电投等”五大四小“为代表的发电企业。截至2014年底，“五大四小”发电集团火电装机量为525GW左右，占全国火电装机总量的57%。从拥有煤电机组的发电集团装机量来看，风电和光伏装机量占比仍然较低，装机量超过15%的仅有国电集团，大部分发电集团这一比例都在10%以下。
目前，距离距离2020年大限又近了一年。电企们是否已经找到了应对之策呢?
综合来看，能帮助电企们完成非水可再生能源指标的方式有以下几种:
1.绿证交易。绿证交易制度的实施可以为发电企业提供了一个可再生能源的交易平台。企业可以通过绿证交易来获得可再生能源的份额。但是仅凭绿证交易，无疑是杯水车薪，远远不能满足需求。所以解决问题的根本出路，还是在于要加大非水可再生能源项目的持有量。
2.风能电站。风能是一种无污染、零排放、取之不尽用之不竭的自然资源，电企可以通过对风能电站的建设或持有来增加非水可再生能源份额。不过由于风能电站对当地的风力条件要求苛刻，发电不稳定等劣势。在电力需求更多、而风能匮乏、土地资源紧张的东部地区无法落地建设。即便是风能较为集中的西部地区，弃风现象也十分严重。据统计，2016年，风电发电量524.64亿千瓦时，弃风电量262.25亿千瓦时，弃风率33.34%。西北五省(区)中，甘肃、新疆、宁夏风电运行形势最为严峻，弃风率依次为43.11%、38.37%和13.05%。此外，陕西弃风率为6.61%。
3.潮汐电站和地热电站。潮汐电站和地热电站也是利用自然资源进行发电的非水可再生能源，然而潮汐电站和地热电站要求建设海湾或有潮汐的河口。而地热电站要求地下有热水、高温岩体或蒸汽资源，因此此类电站数量很少，更无承担重任的可能。
4.光伏电站。由于太阳能几乎无处不在，光伏电站可以在国内大部分地区建设。而且光伏电站转化率高、发电量相对稳定。由此看来，能够帮助发电企业完成非水可再生能源指标的这一重担只有落在光伏电站的肩上。
光伏电站能否承担完成非水指标重任?
众所周知，光伏电站根据建设形式和规模，可分为大型集中式地面电站和分布式光伏电站。而在我国，光伏电站的主力军是大型集中式地面电站。整个2016年，中国光伏新增装机容量达到34.54GW，其中地面电站30.3GW，占比超过87%。
不过，土地、限电、补贴指标等始终没能解决，成为阻碍集中式地面光伏发展的三座大山。再加上我国集中式光伏电站由于项目过于集中、电网不易消纳、输送困难等原因，“弃光现象”越来越突出。据统计，2016年，光伏发电量287.17亿千瓦时，弃光电量70.42亿千瓦时，弃光率19.81%。尤其以新疆、甘肃弃光现象最为严重，弃光率分别高达32.23%和30.45%。如此高的弃光率导致地面电站的投资收益率难以保证。
由于并网配额指标的限制，地面光伏电站在630以后却面临并网难的问题。在630之前，冀北电网就已暂停大规模630并网请求，50多个光伏电站无法并网。暂停的一个重要原因就是：目前冀北电网的可再生能源装机比例过高，可能会影响到首都的供电安全。截至2016年底，河北省累计总装机6324万kW。其中，风电1188万kW，光伏443万kW。风电和光伏的累计装机量，已经占到河北省总装机的26%。冀北的可再生能源比例高于冀南，可再生能源装机应该已经在30%左右。这将可能会对电网的安全运行造成影响。
而在南方，水电占比过高导致地区上网电价下降。此前，云南、四川曾因为由于本省水电装机比例超过了70%。以水电的上网电价代替脱硫煤电价。如此一来，已经并网的光伏电站上网电价相当于降低0.1元/kWh左右。上网电价的下降意味着投资收益率的下降，这对地面光伏电站在这些地区的发展是非常不利的。
在广大西部地区，地区限电导致电力外输困局。为了解决西部电力消纳问题，我国建设了20多条特高压省际外送通道。然而，一方面输电有成本，特高压的成本尤其高;另一方面，远距离输电，电力损耗特别严重。因此，本省消纳能力相对于装机严重不足的地区，必然会产生限电。
在西部限电情况下，东部的光伏电站因为几乎无空地可用，因此项目多是以“农光互补”的形式开展，这带来了土地费用的大幅增加。
光伏扶贫项目由政府主导，收益率不高，而且指标有限，并非是电企的最佳选择。而领跑者基地项目竞争激烈，狼多肉少，而且政府更倾向于选择拥有制造能力的光伏企业，电力企业更无多少机会。
以上种种困境，导致目前地面光伏电站、农光互补电站、光伏扶贫项目和领跑者基地项目都难以完全承担完成非水可再生能源指标的重任。
屋顶分布式光伏电站是完成非水指标的最佳选择
近年来，分布式光伏电站发展势头十分迅猛。据权威人士分析，2017年上半年，光伏电站新增装机量预计将突破22GW，其中工商业屋顶分布式光伏预计新增3.5GW，占比超过16%。
分布式光伏电站之所以能有如此快速的发展，正是因为具有如下优势：一是因其利用闲置屋顶资源，不占用空地资源。在土地资源非常紧张的东部地区也可以进行建设，不受地域限制。二是可以隔墙售电，分布式发电项目所发的电不仅可以自发自用，满足自用需求，还可以与配电网内的就近用户进行电力交易，并委托电网公司代为收缴电费，保障经济收益。三是政府补贴发放及时。因光伏补贴是惠民工程，政府会优先发放屋顶分布式光伏电站的光伏发电补贴。
正是这些优势，让分布式光伏项目成为各大光伏投资商争相投资的最佳选择。
优质屋顶资源稀缺 必须抢先布局分布式
对于发电企业而言，大举进军分布式光伏领域并非可以一帆风顺。他们将遇到最大的问题:适合建设分布式光伏电站的优质屋顶已经成了稀缺资源。
630并网狂潮的背后，是诸多新能源企业对优质屋顶资源的一轮又一轮的抢占和掠夺。例如山东，近30家光伏企业已经把山东省内的优质屋顶资源瓜分完毕。在全国其他地方也是如此。因此，在630以后，留给发电企业的优质屋顶资源所剩无几。优质屋顶资源的存量稀缺，使得各发电企业必须重新审视完全依靠自身去建设分布式光伏电站的困难度和必要性。
建不了分布式光伏项目，那么就只能进行收购。而各大分布式光伏投资商目前持有的屋顶资源，都是经过重重筛选的优质屋顶资源，建成后也将是优质分布式光伏项目。“五大四小”们通过对这些已有项目的收购，可以跳过繁琐的寻找屋顶、规划、论证、设计、建设、并网等过程，快速完成15%非水可再生能源指标配额。
无论是自建，还是收购，发电企业都必须抓紧对分布式光伏项目的扩增。因为非水可再生能源的未来出路就在分布式，“得屋顶者，得天下。”
那么，发电企业完成非水可再生能源指标的出路究竟何在呢?
完不成非水可再生能源指标或将导致电企被取消发电许可
早在2016年，国家能源局下发了《关于建立燃煤火电机组非水可再生能源发电配额考核制度有关要求的通知》，明确要求对燃煤火电机组强制实行非水可再生能源的配额考核机制，2020年，国内所有火电企业所承担的非水可再生能源发电量配额需占火电发电量的15%以上。同时，通知中明确规定，对于没有完成配额要求的燃煤发电企业，应责令其在规定期限内完成配额要求，逾期仍未完成的，取消该发电企业的发电业务许可证。
此政影响最大的无疑是以国家电网、华能、大唐、华电、国电、国家电投等”五大四小“为代表的发电企业。截至2014年底，“五大四小”发电集团火电装机量为525GW左右，占全国火电装机总量的57%。从拥有煤电机组的发电集团装机量来看，风电和光伏装机量占比仍然较低，装机量超过15%的仅有国电集团，大部分发电集团这一比例都在10%以下。
目前，距离距离2020年大限又近了一年。电企们是否已经找到了应对之策呢?
综合来看，能帮助电企们完成非水可再生能源指标的方式有以下几种:
1.绿证交易。绿证交易制度的实施可以为发电企业提供了一个可再生能源的交易平台。企业可以通过绿证交易来获得可再生能源的份额。但是仅凭绿证交易，无疑是杯水车薪，远远不能满足需求。所以解决问题的根本出路，还是在于要加大非水可再生能源项目的持有量。
2.风能电站。风能是一种无污染、零排放、取之不尽用之不竭的自然资源，电企可以通过对风能电站的建设或持有来增加非水可再生能源份额。不过由于风能电站对当地的风力条件要求苛刻，发电不稳定等劣势。在电力需求更多、而风能匮乏、土地资源紧张的东部地区无法落地建设。即便是风能较为集中的西部地区，弃风现象也十分严重。据统计，2016年，风电发电量524.64亿千瓦时，弃风电量262.25亿千瓦时，弃风率33.34%。西北五省(区)中，甘肃、新疆、宁夏风电运行形势最为严峻，弃风率依次为43.11%、38.37%和13.05%。此外，陕西弃风率为6.61%。
3.潮汐电站和地热电站。潮汐电站和地热电站也是利用自然资源进行发电的非水可再生能源，然而潮汐电站和地热电站要求建设海湾或有潮汐的河口。而地热电站要求地下有热水、高温岩体或蒸汽资源，因此此类电站数量很少，更无承担重任的可能。
4.光伏电站。由于太阳能几乎无处不在，光伏电站可以在国内大部分地区建设。而且光伏电站转化率高、发电量相对稳定。由此看来，能够帮助发电企业完成非水可再生能源指标的这一重担只有落在光伏电站的肩上。
光伏电站能否承担完成非水指标重任?
众所周知，光伏电站根据建设形式和规模，可分为大型集中式地面电站和分布式光伏电站。而在我国，光伏电站的主力军是大型集中式地面电站。整个2016年，中国光伏新增装机容量达到34.54GW，其中地面电站30.3GW，占比超过87%。
不过，土地、限电、补贴指标等始终没能解决，成为阻碍集中式地面光伏发展的三座大山。再加上我国集中式光伏电站由于项目过于集中、电网不易消纳、输送困难等原因，“弃光现象”越来越突出。据统计，2016年，光伏发电量287.17亿千瓦时，弃光电量70.42亿千瓦时，弃光率19.81%。尤其以新疆、甘肃弃光现象最为严重，弃光率分别高达32.23%和30.45%。如此高的弃光率导致地面电站的投资收益率难以保证。
由于并网配额指标的限制，地面光伏电站在630以后却面临并网难的问题。在630之前，冀北电网就已暂停大规模630并网请求，50多个光伏电站无法并网。暂停的一个重要原因就是：目前冀北电网的可再生能源装机比例过高，可能会影响到首都的供电安全。截至2016年底，河北省累计总装机6324万kW。其中，风电1188万kW，光伏443万kW。风电和光伏的累计装机量，已经占到河北省总装机的26%。冀北的可再生能源比例高于冀南，可再生能源装机应该已经在30%左右。这将可能会对电网的安全运行造成影响。
而在南方，水电占比过高导致地区上网电价下降。此前，云南、四川曾因为由于本省水电装机比例超过了70%。以水电的上网电价代替脱硫煤电价。如此一来，已经并网的光伏电站上网电价相当于降低0.1元/kWh左右。上网电价的下降意味着投资收益率的下降，这对地面光伏电站在这些地区的发展是非常不利的。
在广大西部地区，地区限电导致电力外输困局。为了解决西部电力消纳问题，我国建设了20多条特高压省际外送通道。然而，一方面输电有成本，特高压的成本尤其高;另一方面，远距离输电，电力损耗特别严重。因此，本省消纳能力相对于装机严重不足的地区，必然会产生限电。
在西部限电情况下，东部的光伏电站因为几乎无空地可用，因此项目多是以“农光互补”的形式开展，这带来了土地费用的大幅增加。
光伏扶贫项目由政府主导，收益率不高，而且指标有限，并非是电企的最佳选择。而领跑者基地项目竞争激烈，狼多肉少，而且政府更倾向于选择拥有制造能力的光伏企业，电力企业更无多少机会。
以上种种困境，导致目前地面光伏电站、农光互补电站、光伏扶贫项目和领跑者基地项目都难以完全承担完成非水可再生能源指标的重任。
屋顶分布式光伏电站是完成非水指标的最佳选择
近年来，分布式光伏电站发展势头十分迅猛。据权威人士分析，2017年上半年，光伏电站新增装机量预计将突破22GW，其中工商业屋顶分布式光伏预计新增3.5GW，占比超过16%。
分布式光伏电站之所以能有如此快速的发展，正是因为具有如下优势：一是因其利用闲置屋顶资源，不占用空地资源。在土地资源非常紧张的东部地区也可以进行建设，不受地域限制。二是可以隔墙售电，分布式发电项目所发的电不仅可以自发自用，满足自用需求，还可以与配电网内的就近用户进行电力交易，并委托电网公司代为收缴电费，保障经济收益。三是政府补贴发放及时。因光伏补贴是惠民工程，政府会优先发放屋顶分布式光伏电站的光伏发电补贴。
正是这些优势，让分布式光伏项目成为各大光伏投资商争相投资的最佳选择。
优质屋顶资源稀缺 必须抢先布局分布式
对于发电企业而言，大举进军分布式光伏领域并非可以一帆风顺。他们将遇到最大的问题:适合建设分布式光伏电站的优质屋顶已经成了稀缺资源。
630并网狂潮的背后，是诸多新能源企业对优质屋顶资源的一轮又一轮的抢占和掠夺。例如山东，近30家光伏企业已经把山东省内的优质屋顶资源瓜分完毕。在全国其他地方也是如此。因此，在630以后，留给发电企业的优质屋顶资源所剩无几。优质屋顶资源的存量稀缺，使得各发电企业必须重新审视完全依靠自身去建设分布式光伏电站的困难度和必要性。
建不了分布式光伏项目，那么就只能进行收购。而各大分布式光伏投资商目前持有的屋顶资源，都是经过重重筛选的优质屋顶资源，建成后也将是优质分布式光伏项目。“五大四小”们通过对这些已有项目的收购，可以跳过繁琐的寻找屋顶、规划、论证、设计、建设、并网等过程，快速完成15%非水可再生能源指标配额。
无论是自建，还是收购，发电企业都必须抓紧对分布式光伏项目的扩增。因为非水可再生能源的未来出路就在分布式，“得屋顶者，得天下。”
