近日发布的《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》，就绿色证书的核发以及交易等做出规定，绿色电力证书自2017年7月1日起正式开展认购工作，通知明确风电、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。在明确自愿参与的情况下，如何调动购买绿色电力证书的积极性，是目前推广绿色电力证书的关键。
目前提出的目标是到2020年非化石能源占一次能源消费比重提高至15%。为满足这一目标，尽管目前电力需求增长疲软，但未来一段时间政府还将会从政策上大力支持风电和太阳能发展。根据2017年全国能源工作会议提出的目标，要在2017年实现新增风电装机2000万千瓦和光伏新增装机1500万千瓦。中国可再生能源发展目标明确，政策支持有力，且中国具备完成这一目标的生产制造能力。但是，如何经济有效地完成设定目标，很大程度上取决于政府的路径规划及相关政策设计。
随着风电、太阳能规模的快速增长，弃风弃光成为目前中国新能源发展的核心问题。统计数据显示，2015年，中国弃风弃光总量为386亿千瓦时，弃风弃光率为14.6%。2016年1-6月，中国弃风弃光总量即达371亿千瓦时，接近2015年全年水平，弃风弃光率为19.6%。同比例折算，2016年全年，中国弃风弃光可高达约700亿千瓦时。从发电小时数上看，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2015年的1133小时。
从当前情况来看，新能源上网电价补贴已经能够满足可再生能源发展成本，今后补贴将逐年降低，新能源补贴滞后问题相对比较容易解决。因此新能源发展主要矛盾集中在弃风弃光，以及需要在大规模弃风弃光背景下进一步快速扩大规模的困局。
首先，电力行业整体供大于求是目前加剧弃风弃光的重要因素。2015年全国发电设备平均利用小时只有3969小时，为1978年以来最低，2016年将进一步降低。电力行业及新能源行业的盈利将受到严峻考验。从电力需求的角度看，需要调低新能源发展目标。
其次，弃风弃光虽有技术原因，但更关键的是市场问题。现阶段弃风弃光的矛盾在于发电与负荷的空间不匹配。西北地区可再生能源禀赋丰富，但用电需求有限，无法大规模消纳本地区新能源电量。“十三五”规划已明确提出“新能源东移”的战略，即新能源发电特别是光伏的发展重点逐步向分布式倾斜，向东中部地区倾斜。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，需要发展分布式，而分布式发展困难重重，政府设定的分布式发展目标常常遥不可及。
因此，为了完成到2020年非化石能源占一次能源消费比重15%的目标，需要在低电力需求的背景下，依然保持可再生能源的快速增长，仅靠自愿参与绿色电力证书显然难以解决当前弃风弃光现象，需要考虑实施更为强有力的措施。
因此，通知进一步明确自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。在电力行业整体供大于求背景下，真正可以有效解决弃风弃光的措施是推行可再生能源配额制，而绿色电力证书的交易可以为配额制提供灵活性、降低强制配额的成本。
可以说，配额制(绿色电力证书)和上网电价补贴是支持新能源发展的两大机制。上网电价通过直接定价方式使投资者获得稳定可预期的收益;而配额制(绿色电力证书)更多的是通过市场机制引导企业以最低的成本发展新能源。上网电价政策一般适用于新能源发展的起步阶段，而配额制更多的适用于发展成熟的阶段，今后政府支持新能源发展应该是上网电价政策与配额制同时使用。
可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易需要考虑如下几个方面：第一，从可再生能源配额制承担主体来看，承担主体可以是发电企业或供电企业。如果是发电企业作为承担主体，一般采取购买可再生能源发电证书的形式，将配额制义务成本传导至常规发电企业。
目前正在开展的电力改革，其核心就是放开售电侧市场，这就具备了供电企业作为承担主体的基本条件。在售电侧市场放开的条件下，供电企业作为承担主体能够采取更灵活的方式将配额义务成本通过终端销售电价进行疏导。第二，在分配可再生能源配额指标时，需要更多的考虑资源条件、地区经济发展水平以及该地区电网情况。第三，支持可再生能源发展，配额制的运作机制较为灵活，主要基于电力市场化机制进行调节。
当然，配额制的可操作性还将受到电力市场改革进程的影响，因为配额制和绿色电力证书需要通过市场化的运作机制来保证配额的有效交易。中国的新能源发展显然已经超越起步阶段并进入了成熟发展的阶段，需要通过电力市场化改革的配合，把新能源支持政策由单一上网电价补贴政策逐步转向上网电价补贴和配额制同时实施。尤其在电力需求增长相对低迷的前提下，实行配额制可以提高新能源的竞争力，有效地减少弃风弃光。而且，配额制可以通过市场化手段，使得附加成本能够传导至市场的消费端，减少补贴变动对新能源发展的影响。
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