今年2月3日，国家发改委、财政部、国家能源局印发了《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》（发改能源【2017】132号），提出在全国范围内试行可再生能源绿色电力证书核发和自愿认购，自2017年7月1日起开始绿色电力证书自愿认购，并于2018年适时启动绿色电力配额考核和证书强制交易。绿证交易制度一方面替国家解决了可再生能源补贴来源问题，同时，也把可再生能源推向市场，倒逼可再生能源技术进步和生产、建设成本的下降，可再生电力价格将会下降。

发电企业应高度重视可再生能源的发展和国家试行绿色电力证书交易制度，熟悉绿色电力证书的意义和申领核发工作程序，做好可再生能源项目绿色电力证书的申领工作。

一、正确认识绿色电力证书交易机制

国家出台绿色电力证书交易机制，主要是鼓励可再生能源发展、补偿可再生能源环境效益的一种政策机制。可再生能源绿色电力证书是一种可交易的、能以货币计量的凭证，是非水可再生能源发电量的确认和属性证明以及消费绿色电力的唯一凭证。

绿证交易主要目的之一是建立可再生能源电价补贴的一种补充机制。2006年实施的《可再生能源法》，制定了可再生能源电力电价补贴政策，该政策的实施，极大地促进了我国可再生能源产业的发展。从2006年到目前，我国可再生能源电价附加标准从最初的每千瓦时0.1分钱提高至1.9分钱，但电价附加标准的提高始终滞后于可再生能源发展的需求。到2016年底，可再生能源补贴资金累计缺口600多亿元，一方面补贴资金总额不足，一方面由于自备机组和部分省区不按要求上缴，造成的补贴资金不能及时足额收缴到位。绿色电力证书交易制度适时出台，能够在机制上缓解当前可再生能源电价附加资金不能足额、及时支付巨额补贴需求的矛盾。

目的之二是为了实现我国到2020年非化石能源占一次能源消费比重提高至15%的承诺目标。要达到这个目标，一方面要限制化石能源消费比重，一方面要大力发展风电、光伏发电等绿色电力。当前，美国、日本、德国、英国、法国、荷兰、瑞典、丹麦、芬兰、加拿大、澳大利亚等20多个国家实行了绿色电力证书交易制度。国际经验表明，推行绿色电力证书交易，通过市场化的方式，给予生产清洁能源的发电企业必要的经济补偿，是可再生能源产业实现可持续健康发展的有效措施，是一种市场化的补贴机制。

面临国家推行绿证交易，发电企业要认真学习研究我国绿色电力证书交易制度，跟踪研究国家后续将下发的相关制度和实施细则，学习掌握绿证申领和交易的操作流程，做好绿证交易的各项准备工作。

二、重视绿色电力证书申领工作

按照当前可再生能源电价补贴模式，电网公司没有按照财政部102文件要求，按月支付目录内项目补贴款，由于缺口较大，直到财政部拨款后才能按比例支付目录内补贴，造成前六批目录项目补贴支付迟缓。此时出台的绿色电力证书自愿认购制度可以从一定程度上缓解补贴资金不足的矛盾，可再生能源项目申领绿色电力证书是一项积极响应国家文件要求，确认非水可再生能源发电量和属性证明的重要工作，是可再生能源补贴资金来源的重要补充之一。

非水可再生能源发电企业应高度重视，按照绿证申领规则积极落实绿证申领，为下一步绿色电力证书交易做好准备。已经纳入前六批电价补贴目录的风电、光伏项目要立即启动相关工作，按照国家可再生能源信息管理中心的工作要求，提交权属资格所需文件，通过资格审核并获得申请证书的权属资格，并在今年7月1日前，完成申领1-5月份结算电量的绿色电力证书。尚未纳入目录的企业应积极跟踪国家第七批可再生能源补贴目录的申报、审核、发布等工作。

三、做好绿色电力证书的自愿交易工作

当前，可再生能源发展受到补贴资金不足的制约，这主要体现在可再生能源补贴目录更新迟缓，可再生能源项目投产后相当长时间内难以纳入目录，补贴资金短期内难以落实。绿色电力证书自愿交易工作虽然能够在一定程度上缓解补贴资金拨付滞后的矛盾，但仍存在一些问题需要进一步研究。一是绿证定价问题。绿证交易市场尚未实现充分竞争形成价格，绿证定价问题成为绿证交易的一个难点，绿证价格设定了上线未设定下线，挂牌价格无法反映绿色电力的市场价值。二是绿证仅解决电量补贴，无法解决送出线路的补贴问题。三是绿证自愿交易是由政府固定补贴向市场化补贴方式的转变，相关的机制和实施细则尚未健全。四是没有强制配额做保障，仅靠情怀的话，绿色电力证书自愿认购资金难以对电价补贴实现功能替代。五是要求挂牌价格不超过可再生能源电价补贴额度，而各资源区由于煤机标杆电价水平不同，造成电价补贴标准不同，将导致绿证挂牌价格差异较大，不利于在统一平台进行绿证交易。六是绿证交易的监管体系尚未建立。

因此，发电企只能做好绿证交易的准备工作，根据规则适时开展交易工作，衡量开展绿证交易获得的收益和扣除相关财务成本和时间价值后可获得的电价补贴的关系，制定相关决策。

四、加强绿色电力证书与配额制的相关研究分析

2016年4月22日，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》（征求意见稿），核心内容就是到2020年各燃煤发电企业（项目法人，含自备电厂）承担的非水可再生能源发电量配额与火电发电量的比重应达到15%以上，建立燃煤火电机组承担承担非水可再生能源发电配额指标的机制，建立绿色电力证书交易机制。虽然该文件由于争议较大而未正式下发，但《国家能源局关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》（国能新能〔2016〕54号）明确到“2020年，除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。各发电企业可以通过证书交易完成非水可再生能源占比目标的要求。”随着绿色电力证书制度的出台，提出将在2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易。

从可在能源发电小时数看，2011-2016年风光发电小时数基本呈逐年下降趋势，风电小时数从2011年的1920小时下降到2016年的1742小时，光伏从2013年的1368小时下降到2016年的1125小时，弃风弃光问题成为制约可再生能源发展的重要因素之一。究其原因有二，一是整体电力行业供大于求加剧了弃风、弃光问题；二是市场消纳结构性问题，西部风光富集地区需求不足，东中部地区市场容量大，能够承载更大容量的新能源发电，但是，东部地区新能源资源相对有限。另外，同一地区不同时间也存在消纳结构问题，三北地区冬季大风季节与区域集中供热矛盾问题较为突出。

发电企业必须清醒的认识到，为彻底解决弃风弃光问题，配额制将是重要渠道之一。配额制和绿证交易是相辅相成，在自愿认购绿证积极性不足的情况下，绿证交易必须需要配额制作为支撑，绿证是实施配额制的载体。可再生能源电价附加资金支持、绿证交易仅仅解决的是可再生能源发展的资金不足问题，而配额制解决的是保障可再生能源发电的问题。随着电力市场改革的不断深入，关于配额制如何考核、考核主体是省级政府、发电侧还是售电侧还有争论，还有待国家制定相关政策进一步明确。

当前发电企业应研究分析实施配额制与绿证交易的关系，特别是既有煤电又有新能源的发电企业，要综合分析开展配额制考核和绿色电力证书强制交易对区域整体效益的影响，提前制定应对策略，防止出现绿证对外交易造成的整体可再生能源配额不足状况。