绿色证书交易
配额及绿色证书应该也必须直接量化给发电企业，如果按块块分配，企图通过各级政府的行政手段，可能既扭曲交易市场，又滋生寻租机会。
有人怀疑，是否会大幅增加火电企业的转型成本，并最终由消费者买单?根据现有
电站企业难以为继;另一方面，国家可以设计好配额规模，以影响绿色证书的交易价格，让电站企业绿色证书销售收入接近于承诺的补贴金额。
关键是，绿色证书的销售收入可以即刻进账。在绿色证书期货市场机制下，电站
严重地区风电、光伏的发展规模。
同时，2018年5月11日，国家能源局还发布《关于进一步促进发电权交易有关工作的通知》，借助跨省区发电权交易来大幅提高电力市场化交易比重，以市场化方式增加清洁电力
传出国家能源局就计划发布配额制的第二次征求意见稿，但因涉及可再生能源补贴强度的新增内容在业内引起了巨大反应而作罢。
据了解，国家能源局计划发布的第二版征求意见稿中，要求将可再生能源强制配额与绿色证书相结合
。 再比如，落实推行可再生能源配额考核机制。明确电网企业、售电公司和电力用户的考核主体地位以及承担份额，建立健全的可再生能源直接交易和绿色证书交易机制，形成促进绿色能源生产和消费的新模式。 同时
风险，保证发电公司稳定的收益;
其次，通过绿证制度，光热发电企业可以在电力交易及时获得市场增量收益，在国家补贴迟迟不到位的情况下降低了企业资金风险。
但是，如果按照文件中2020年非水可再生能源的
，那么光热发电的消纳和补贴则无法得到相应保障。
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伴随配额制而来的绿证是什么?对光热发电有什么利好?
考核配额义务主体完成情况是需要根据核算的可再生能源电力绿色证书(绿证)数量，对每1MWh
绿色证书(简称绿证)市场强制交易。随后，绿证核发及自愿认购交易正式试行，该认购交易被称为是一种政策试水，同时为接下来即将推进的配额制铺路。 2018年3月23日，国家能源局印发《可再生电力能源电力配额
保底供电服务)
第五类：参与电力直接交易的电力用户
第六类：拥有自备电厂的企业(全部用电量由自发自用可再生能源发电满足的无需承担配额义务)。
第三类至第六类为独立考核的配额义务主体。
第三类到第六
类都是独立考核的配额义务主体。暂且不说第三、四类，我们先看第五、六类。
目前，参与电力直接交易的电力用户、拥有自备电厂的企业，一般都是当地的用电大户，而且，消纳的电力一般都是价格便宜的火电。显然，这
。
原计划的第二版征求意见稿中，要求将可再生能源强制配额与绿色证书相结合，并且按省份划定了风电和光伏的最低保障利用小时数，在保障利用小时数之内国家可再生能源基金给予全额补贴，保障利用小时数之外的发电量
，并且上限不超过原来的补贴数额。故作为盈利重头的保障外部分收益，将大大受损并且面临变现难的问题。
绿证制度在实施一年多以来，据中国绿色电力证书认购交易平台的数据显示，截至2018年9月19日，共有
可再生能源电量可在各地区(各电网)间交易，以解决地区间可再生能源资源的差异。
早在2009年，可再生能源配额制就已被正式提出，此后经多次公开征集意见，但最终都是难以有实质性的落地，可谓是一波三折
可再生能源绿色电力证书交易制度，先于配额制，于2017年2月份正式出台，并2017年7月1日起正式开展认购工作，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
、现货市场等DR和VPP参与的市场运营机制，今后还将陆续建立和形成基荷市场、容量市场、非化石价值市场、辅助服务市场等新的电力市场机制。从今年5月起FIT绿色证书将在非化石价值市场交易，2019年该市场还将向
13%，电力公司签约换手率突破16.2%。而且，电力用户不仅可以自主选择售电公司，还能直接参与需求响应和虚拟电厂的市场交易中，电力供需平衡不再仅依靠发电侧的用多少发多少，转而通过供应和需求两侧的市场
问题和补贴不足的问题，根源在于当前的扶持政策体系与产业发展实际需求不匹配。实施配额制是动员和督促能源领域各相关方推进能源转型的重要抓手。跟标杆上网电价政策相比，可再生能源配额考核和绿色证书交易制度对
，如果执行15%绿色电力配额，则每年将有6000亿度绿电，每度电的绿色证书价格为0.2元，每年可征收1200亿元，若强制配额10%，每年也能征收800亿元。
此外，绿证交易的价格浮动也会有效控制发展的
