国家可再生能源信息管理中心微信公号6月12日消息称，按照《国家发展改革委财政部国家能源局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，下称《通知》）文件要求，向提交申请的华能、华电、中节能、中水顾问等企业所属的20个可再生能源发电项目核发了我国首批绿色电力证书，为7月1日起即将试行的绿证自愿认购交易奠定了重要基础。
上述通知称，本次共对20个新能源发电项目核发了230135个绿证，绿证表征的上网电量共23013.5万千瓦时，所获绿证项目主要分布于江苏、山东、河北、新疆等六个省份，合计装机容量112.5万千瓦。
为何要以绿证取代补贴？
目前，中国集中式光伏、风电普遍采用“标杆电价”的补贴政策。补贴政策在过去数年内推动了光伏、风电产业的迅猛发展，使中国成为全球新能源装机容量最大的国家。但随着补贴资金的逐年拖欠，补贴缺口以几何级数迅速扩大。据国家发改委价格司副处长支玉强此前介绍，2016年上半年，可再生能源的补贴资金缺口达到550亿元，至去年年底预计突破600亿元。与此同时，部分地区的弃风弃光率在不断刷新历史纪录。
在这一大背景下，以绿色证书交易机制将补贴市场化，从而降低国家财政资金的直接补贴强度，成为主管部门的共识。
根据今年2月国家发改委、财政部和国家能源局联合下发的《通知》，绿证的试行发放对象为陆上风电、光伏发电企业（不含分布式光伏发电）所生产的可再生能源发电量，每兆瓦（1兆瓦=1000千瓦）电量核发1个绿证。风电、光伏发电企业出售可再生能源绿色电力证书后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。
《通知》规定，认购价格按照不高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额由买卖双方自行协商或者通过竞价确定认购价格。举个例子，某地风电标杆电价0.61元/千瓦时，当地火电标杆电价0.35元/千瓦时，那么这个风电的证书最高价为0.61-0.35=0.26元，卖证书只能比这个低，不能比这个高；如果当地光伏标杆电价为0.9元/千瓦时，那么光伏绿色电力证书定价必须低于0.9元-0.35元=0.55元。
自7月1日开始实施的绿证交易依然基于自愿。谁来买绿色证书？在缺乏强制考核机制的情况下，除了政府机关、事业单位及一些想要彰显环保理念的大公司、公益组织外，恐怕很少会有市场主体有动力购买证书，交易规模有限。
但《通知》明确提出，“根据市场认购情况，自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。”也就是说，今后当供（售）电或发电企业被强制要求一定比例的可再生能源电力时，如果达不到要求、又不想自投，可以在市场上通过购买绿色证书来完成。
“强制交易绿证+配额制”如何推进尚不明朗
国家发改委能源研究所研究员时璟丽曾表示，据初步测算，如考虑绿色证书交易实施起步阶段的几年内，一个绿色证书（一兆瓦时）价格约100元，则现有可再生能源基金规模基本可满足电价补贴需要。
目前，美国、日本、德国、澳大利亚等20多个国家均实行了绿色电力证书交易制度，既有配额考核售电端的国家，也有强制约束发电端的情况。不同强制配额路径的选择背后，是大量的博弈。
去年4月，国家能源局曾下发一份征求意见稿，拟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，提出到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，否则将取消其发电业务许可证。
该意见稿遭到发电企业的极力反对。一种观点认为，在煤电机组已经缴纳了可再生能源附加的情况下，为何还要让其买绿证、摊派任务呢？这等于直接挤压了发电企业的利润。
从目前已出台的文件看，“强制交易绿证+配额制”政策组合将如何推行，依然没有明确的答案。
“但目前大力治理雾霾的形势下，发电企业再反对也只是时间和节奏的问题，大的政策方向不会变。由于发电资源更为集中，对发电端进行管控，管控效率和效果更好。”一位市场分析人士对记者表示。
“消费者如果想完成能源转型，想要削减化石能源的排放或是解决大气污染问题，必然会经历这样的过程，这确实是一个整体社会成本的提高的过程，如果想要好的自然环境就要多付费，现在无非是在找几个方面的平衡点。”中国循环经济协会可再生能源专业委员会政策研究部主管彭澎说，现在出台的绿色证书政策还只是一个自愿性质的文件，迫切需要厘清考核对象是谁、考核目标、考核奖惩措施，这些都有待细则进一步明确，否则无法完成预期目的。
