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近日發布的《關于試行可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易制度的通知》，就綠色證書的核發以及交易等做出規定，綠色電力證書自2017年7月1日起正式開展認購工作，通知明確風電、光伏發電企業出售可再生能源綠色電力證書后，相應的電量不再享受國家可再生能源電價附加資金的補貼。在明確自愿參與的情況下，如何調動購買綠色電力證書的積極性，是目前推廣綠色電力證書的關鍵。
目前提出的目標是到2020年非化石能源占一次能源消費比重提高至15%。為滿足這一目標，盡管目前電力需求增長疲軟，但未來一段時間政府還將會從政策上大力支持風電和太陽能發展。根據2017年全國能源工作會議提出的目標，要在2017年實現新增風電裝機2000萬千瓦和光伏新增裝機1500萬千瓦。中國可再生能源發展目標明確，政策支持有力，且中國具備完成這一目標的生產制造能力。但是，如何經濟有效地完成設定目標，很大程度上取決于政府的路徑規劃及相關政策設計。
隨著風電、太陽能規模的快速增長，棄風棄光成為目前中國新能源發展的核心問題。統計數據顯示，2015年，中國棄風棄光總量為386億千瓦時，棄風棄光率為14.6%。2016年1-6月，中國棄風棄光總量即達371億千瓦時，接近2015年全年水平，棄風棄光率為19.6%。同比例折算，2016年全年，中國棄風棄光可高達約700億千瓦時。從發電小時數上看，2011-2016年風光發電小時數基本呈逐年下降趨勢，風電小時數從2011年的1920小時下降到2016年的1742小時，光伏從2013年的1368小時下降到2015年的1133小時。
從當前情況來看，新能源上網電價補貼已經能夠滿足可再生能源發展成本，今后補貼將逐年降低，新能源補貼滯后問題相對比較容易解決。因此新能源發展主要矛盾集中在棄風棄光，以及需要在大規模棄風棄光背景下進一步快速擴大規模的困局。
首先，電力行業整體供大于求是目前加劇棄風棄光的重要因素。2015年全國發電設備平均利用小時只有3969小時，為1978年以來最低，2016年將進一步降低。電力行業及新能源行業的盈利將受到嚴峻考驗。從電力需求的角度看，需要調低新能源發展目標。
其次，棄風棄光雖有技術原因，但更關鍵的是市場問題?，F階段棄風棄光的矛盾在于發電與負荷的空間不匹配。西北地區可再生能源稟賦豐富，但用電需求有限，無法大規模消納本地區新能源電量。“十三五”規劃已明確提出“新能源東移”的戰略，即新能源發電特別是光伏的發展重點逐步向分布式傾斜，向東中部地區傾斜。東中部地區市場容量大，能夠承載更大容量的新能源發電。但是，東部地區新能源資源相對有限，需要發展分布式，而分布式發展困難重重，政府設定的分布式發展目標常常遙不可及。
因此，為了完成到2020年非化石能源占一次能源消費比重15%的目標，需要在低電力需求的背景下，依然保持可再生能源的快速增長，僅靠自愿參與綠色電力證書顯然難以解決當前棄風棄光現象，需要考慮實施更為強有力的措施。
因此，通知進一步明確自2018年起適時啟動可再生能源電力配額考核和綠色電力證書強制約束交易。在電力行業整體供大于求背景下，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。
可以說，配額制(綠色電力證書)和上網電價補貼是支持新能源發展的兩大機制。上網電價通過直接定價方式使投資者獲得穩定可預期的收益;而配額制(綠色電力證書)更多的是通過市場機制引導企業以最低的成本發展新能源。上網電價政策一般適用于新能源發展的起步階段，而配額制更多的適用于發展成熟的階段，今后政府支持新能源發展應該是上網電價政策與配額制同時使用。
可再生能源電力配額考核和綠色電力證書強制約束交易需要考慮如下幾個方面：第一，從可再生能源配額制承擔主體來看，承擔主體可以是發電企業或供電企業。如果是發電企業作為承擔主體，一般采取購買可再生能源發電證書的形式，將配額制義務成本傳導至常規發電企業。
目前正在開展的電力改革，其核心就是放開售電側市場，這就具備了供電企業作為承擔主體的基本條件。在售電側市場放開的條件下，供電企業作為承擔主體能夠采取更靈活的方式將配額義務成本通過終端銷售電價進行疏導。第二，在分配可再生能源配額指標時，需要更多的考慮資源條件、地區經濟發展水平以及該地區電網情況。第三，支持可再生能源發展，配額制的運作機制較為靈活，主要基于電力市場化機制進行調節。
當然，配額制的可操作性還將受到電力市場改革進程的影響，因為配額制和綠色電力證書需要通過市場化的運作機制來保證配額的有效交易。中國的新能源發展顯然已經超越起步階段并進入了成熟發展的階段，需要通過電力市場化改革的配合，把新能源支持政策由單一上網電價補貼政策逐步轉向上網電價補貼和配額制同時實施。尤其在電力需求增長相對低迷的前提下，實行配額制可以提高新能源的競爭力，有效地減少棄風棄光。而且，配額制可以通過市場化手段，使得附加成本能夠傳導至市場的消費端，減少補貼變動對新能源發展的影響。
目前提出的目標是到2020年非化石能源占一次能源消費比重提高至15%。為滿足這一目標，盡管目前電力需求增長疲軟，但未來一段時間政府還將會從政策上大力支持風電和太陽能發展。根據2017年全國能源工作會議提出的目標，要在2017年實現新增風電裝機2000萬千瓦和光伏新增裝機1500萬千瓦。中國可再生能源發展目標明確，政策支持有力，且中國具備完成這一目標的生產制造能力。但是，如何經濟有效地完成設定目標，很大程度上取決于政府的路徑規劃及相關政策設計。
隨著風電、太陽能規模的快速增長，棄風棄光成為目前中國新能源發展的核心問題。統計數據顯示，2015年，中國棄風棄光總量為386億千瓦時，棄風棄光率為14.6%。2016年1-6月，中國棄風棄光總量即達371億千瓦時，接近2015年全年水平，棄風棄光率為19.6%。同比例折算，2016年全年，中國棄風棄光可高達約700億千瓦時。從發電小時數上看，2011-2016年風光發電小時數基本呈逐年下降趨勢，風電小時數從2011年的1920小時下降到2016年的1742小時，光伏從2013年的1368小時下降到2015年的1133小時。
從當前情況來看，新能源上網電價補貼已經能夠滿足可再生能源發展成本，今后補貼將逐年降低，新能源補貼滯后問題相對比較容易解決。因此新能源發展主要矛盾集中在棄風棄光，以及需要在大規模棄風棄光背景下進一步快速擴大規模的困局。
首先，電力行業整體供大于求是目前加劇棄風棄光的重要因素。2015年全國發電設備平均利用小時只有3969小時，為1978年以來最低，2016年將進一步降低。電力行業及新能源行業的盈利將受到嚴峻考驗。從電力需求的角度看，需要調低新能源發展目標。
其次，棄風棄光雖有技術原因，但更關鍵的是市場問題?，F階段棄風棄光的矛盾在于發電與負荷的空間不匹配。西北地區可再生能源稟賦豐富，但用電需求有限，無法大規模消納本地區新能源電量。“十三五”規劃已明確提出“新能源東移”的戰略，即新能源發電特別是光伏的發展重點逐步向分布式傾斜，向東中部地區傾斜。東中部地區市場容量大，能夠承載更大容量的新能源發電。但是，東部地區新能源資源相對有限，需要發展分布式，而分布式發展困難重重，政府設定的分布式發展目標常常遙不可及。
因此，為了完成到2020年非化石能源占一次能源消費比重15%的目標，需要在低電力需求的背景下，依然保持可再生能源的快速增長，僅靠自愿參與綠色電力證書顯然難以解決當前棄風棄光現象，需要考慮實施更為強有力的措施。
因此，通知進一步明確自2018年起適時啟動可再生能源電力配額考核和綠色電力證書強制約束交易。在電力行業整體供大于求背景下，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。
可以說，配額制(綠色電力證書)和上網電價補貼是支持新能源發展的兩大機制。上網電價通過直接定價方式使投資者獲得穩定可預期的收益;而配額制(綠色電力證書)更多的是通過市場機制引導企業以最低的成本發展新能源。上網電價政策一般適用于新能源發展的起步階段，而配額制更多的適用于發展成熟的階段，今后政府支持新能源發展應該是上網電價政策與配額制同時使用。
可再生能源電力配額考核和綠色電力證書強制約束交易需要考慮如下幾個方面：第一，從可再生能源配額制承擔主體來看，承擔主體可以是發電企業或供電企業。如果是發電企業作為承擔主體，一般采取購買可再生能源發電證書的形式，將配額制義務成本傳導至常規發電企業。
目前正在開展的電力改革，其核心就是放開售電側市場，這就具備了供電企業作為承擔主體的基本條件。在售電側市場放開的條件下，供電企業作為承擔主體能夠采取更靈活的方式將配額義務成本通過終端銷售電價進行疏導。第二，在分配可再生能源配額指標時，需要更多的考慮資源條件、地區經濟發展水平以及該地區電網情況。第三，支持可再生能源發展，配額制的運作機制較為靈活，主要基于電力市場化機制進行調節。
當然，配額制的可操作性還將受到電力市場改革進程的影響，因為配額制和綠色電力證書需要通過市場化的運作機制來保證配額的有效交易。中國的新能源發展顯然已經超越起步階段并進入了成熟發展的階段，需要通過電力市場化改革的配合，把新能源支持政策由單一上網電價補貼政策逐步轉向上網電價補貼和配額制同時實施。尤其在電力需求增長相對低迷的前提下，實行配額制可以提高新能源的競爭力，有效地減少棄風棄光。而且，配額制可以通過市場化手段，使得附加成本能夠傳導至市場的消費端，減少補貼變動對新能源發展的影響。
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