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2021/12/25
綠證是國家對發電企業非水可再生能源上網電量頒發的電子認證。今年2月，發改委、財政部、能源局聯合發布綠色電力證書核發和自願認購交易制度通知
（以下簡稱通知），宣告風電和光伏企業（不包括分散式光伏）可以開始申請綠證。
電價補貼難以為繼當前光伏和風力發電的成本仍普遍高於火電，但電網收購價和火電一樣，因此企業需要依賴政府提供額外的上網電價補貼。
此前國家以直接補貼電價的方式支持新能源發電企業的發展，也即新能源電價高出火電企業的部分，由國家財政買單。但補貼結算過程漫長
，而且由於可再生能源的快速增長，財政補貼負擔也越來越大。
到2016年上半年，可再生能能源補貼的發放缺口累計已經達到550億人民幣，電價補貼難以繼續。而綠證機制則既可降低政府直接補貼的壓力，又能幫助新能源發電企業更快收回成本。
綠證將搭配綠電配額制單純的上網電價補貼並沒有促進可再生能源併網率的提高，保證新能源的市場份額。以風電為例，2016年全國平均棄風率為17%，最高的甘肅、新疆則達到43%和38%。棄風棄光率高居不下
，已經成為可再生能源行業繼續發展的主要障礙。
綠證更大的意義，在於它對可再生能源發電配額制度的支持，即強制規定發電企業或電網輸出一定比例的可再生能源電力。理論上，想要優化能源結構的單位可以通過購買綠證來實現目標，個人也可以通過認購綠證幫助可再生能源的發展。國家能源局於2016年4月頒布了配額制度的徵求意見稿，提出到2020年，火電企業必須有15%以上的電力來自非水可再生能源。對於不具備可再生能源發電條件的企業，購買綠證將是唯一的出路。配額制對實現此前的氣候承諾
——非化石能源（含水電、核電）比例到2020年佔到一次能源消費的15%，至關重要。有
專家估算，這一承諾體現在發電量上，相當於非水可再生能源發電量達到燃煤火電發電量的14.4%，與配額制所設定的目標基本吻合。
廈門大學能源政策研究院院長林伯強指出，「在電力行業整體供大於求背景下，真正可以有效解決棄風棄光的措施是推行可再生能源配額制，而綠色電力證書的交易可以為配額制提供靈活性、降低強制配額的成本。」
而能源局也透露，2018年政府很可能會推動配額考核和綠證強制交易。糾結的燃煤電廠
目前，能源局發布的配額制文件仍在徵求意見中，尚未正式出台。
作為火電絕對主力的煤電，往它們身上強加15%的非水可再生能源並不容易。一方面，煤電的產能過剩已經令這一行業利潤下降，舉步維艱
。
此外，去年煤炭去產能給煤炭生產降了溫，但產量下降導致煤價從去年下半年開始上漲，今年開年來漲幅繼續增大。位於中部煤電大省寧夏的七家大型煤電企業近日聯名上書寧夏經信委，
要求煤炭降價。給自身難保的煤電企業再加購買綠證的負擔，顯然阻力不小。
另一個影響綠證和配額制開展的因素是企業為降低用能成本建設的自備煤電廠。它們不併網不進入銷售，所以很難納入綠證強制配比中。目前全國範圍內自備電廠的規模尚不可知。目前，強制購買綠證的規定是否會於2018年按時出台還不明朗。但可以確定的是，不論煤電面臨的問題如何解決，如果沒有配額制，綠證就將失去對能源結構的實質影響力。
綠證的前景
可再生能源配額制將保證綠證在初期階段的推行，而從中遠期看，綠電參與碳交易和電力市場改革或許將成為綠證制度能否持續施行的關鍵。
國家能源局新能源和可再生能源司處長李鵬介紹，綠證制度與碳減排交易體系可以形成天然的銜接，只需要明確綠色證書背後所代表的減排權益的歸屬，綠證即可順利地參與碳排放權交易
。
全國碳市場即將在今年內啟動，規模超過歐盟碳市場，為全球最大。電力行業是被批准第一批參與碳排放權交易的八個行業之一。
另一方面，電力市場的改革速度可能會是決定綠證機制和可再生能源產業未來發展的決定性因素。當前採取政府統一定價機制，不管煤電還是新能源，上網電價都不受實際成本和市場供需關係的影響。這阻擋了發電成本變化快速傳遞到銷售端。煤電成本波動難以預期的劣勢和新能源發電成本穩步下降的優勢都無法在電價中得到充分反映。從2015年啟動的新一輪電力體制改革的目標，就是讓發電端和售電端都進行市場化交易，一改過去計劃發電和統一電價售電的模式。改革順利的話，新能源將可以和煤電公平競爭發電指標。
林伯強認為，由於成本原因短期內煤電的競爭力還是無法動搖，但在，技術層面風電和太陽能的成本下降速度很快，特別是光伏。從2011年到2016年，光伏發電硬體成本下降了70%
。
李鵬認為，如果電力市場機制建設的方向不錯，中長期成本的穩定可控將成為新能源的競爭優勢，而出售綠證和參與碳交易市場也將幫助新能源項目進一步擴大對化石能源發電項目的環境外部性優勢。
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