绿证市场交易

电价水平以减少度电补贴强度。 市场普遍认为，平价上网项目是增量项目，并不占用现有指标；加上政策从降低非技术成本、保障消纳、绿证交易、降低输配电价、市场化交易、融资等方面给予多角度支持，将有望拉动
项目参与电力市场化交易（就近直接交易试点和分布式市场交易除外）。 风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目，可按国家可再生能源绿色电力证书管理机制和政策获得可交易的可再生能源绿色电力证书（以下简称

全国范围内参加发电权交易(转让)，交易价格由市场确定。电力交易机构应完善交易平台和交易品种，组织实施相关交易。 四、鼓励平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿。风电、光伏发电
平价上网项目和低价上网项目，可按国家可再生能源绿色电力证书管理机制和政策获得可交易的可再生能源绿色电力证书(以下简称绿证)，通过出售绿证获得收益。国家通过多种措施引导绿证市场化交易。 五、认真落实电网企业接

系统等积累了丰富经验，这为进一步开展分布式能源的电力市场化交易打下了良好的基础。根据中国电力企业联合会的数据显示,2018年1-9月，全国全社会用电量累计51061亿千瓦时，全国电力市场交易电量(含发电
权交易电量)合计为14457亿千瓦时，市场交易电量占全社会用电量比重为28.3%。 2017年10月国家发改委、国家能源局联合发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》发改能源〔2017

发展重点 (一)再生能源配额将逐步替代财政补贴 近期，相关部委为光伏行业的消纳、补贴问题，提出了发电权现货交易、可再生能源配额制、绿证等进一步解决办法，表明政府对新能源行业的支持态度。 今年7月
证书制度，鼓励居民通过认购绿证的形式自愿承担一部分可再生能源发展成本，其核心在于发电企业和超额完成考核任务的消纳方可以通过出售绿证获得增量收益。与可再生能源基金补贴相比，绿证交易的优势在于周转速度较快，当年

，国企、民企恐怕会平分秋色。 2.配额制第三版征求意见稿 点评：此次第三版，比第二版主要变化包括：未完成主体的履约方式上直接交易超额电量，再考虑资源绿证，去掉了对不完成整改的市场主体的经济处罚，改为
交易。 明确了，保障性收购年利用小时数以内的电量电价：火电标杆电价+补贴，保障性收购年利用小时数以外的电量：应参与绿色电力交易并以市场交易价格结算，国家和相关补贴仍按相关规定执行。 参与京津冀

配额的潜在矛盾。 总结来看，新版政策目标没有改变，但简化了机制设计，避免了政策交叉重叠，降低了实施难度，丰富了容错调节机制。同时，后期如何保障激励作用，保障配额完成量价值信号及市场交易公平活跃，调节绿证自愿认购规模，绿证跨区认购机制等，仍需实施细则加以完善。

共同履行配额义务，各省级政府也要承担本区域配额的落实责任，电网企业同样要承担经营区配额组织实施责任;三是政策目标需要攻坚克难。 用配额制解决消纳和补贴资金不足问题仍需配合绿证相关政策。两者可谓相辅相成
，缺一不可。考核责任主体可通过购买证书完成配额考核义务，也可通过建立自发自用的新能源发电项目完成配额考核义务。用绿证交易的款项可以部分替代补贴资金，最大的好处就是减轻可再生能源发展基金资金支出压力，由

、自发自用的可再生能源电量、从其他配额义务主体购买的配额完成量或购买绿证折算的配额完成量。 分析人士指出，配额制的实施，预计将加速可再生能源市场化进程。预计电网公司和售电公司等配额主体，将进一步敞开大门
引入可再生能源，而市场中的用电大户，为完成配额指标，也将建设更多的可再生能源电站以及与清洁能源综合服务商进行合作，加速推再生能源市场交易，在上述供需双方的协同推动下，行业整体或将进入繁荣发展的新阶段

市场主体参与电力市场交易时，应向电力交易机构作出履行可再生能源电力配额义务的承诺。 七、配额义务的核算方式。各承担配额义务的市场主体以实际消纳可再生能源电量为主要方式完成配额，同时可通过以下补充(替代
)方式完成配额。 一)向超额完成年度配额的市场主体购买其超额消纳的可再生能源电量实现，双方自主确定转让价格。 二)自愿认购可再生能源电力绿色证书(简称绿证)，绿证对应的可再生能源电量等量记为配额

同时说明绿证交易价格由市场交易形成，但又明确规定了配额补偿金标准。而且由省级区域本行政区域配额实施方案。配额实施方案内容包括配额补偿金标准。这是文件中三个自相矛盾的地方。 8、配额补偿金的用途
之间、发电企业与配额义务主体之间进行，绿证交易价格由市场交易形成。可以预见，电力交易中风电会比光伏更受欢迎。这个问题只有风光电力同时实现平价上网才会解决。 2、可再生能源配额制并不是一次彻底的革命