中国可再生能源的补贴机制正在转变。从7月1日起，发电和售电企业就可以开始自愿购买绿色电力证书（以下简称绿证），而所有搭配绿证出售的新能源电力不再享受电价补贴，这意味着可再生能源电价补贴的逐渐淡出。
绿证是国家对发电企业非水可再生能源上网电量颁发的电子认证。今年2月，发改委、财政部、能源局联合发布绿色电力证书核发和自愿认购交易制度通知（以下简称通知），宣告风电和光伏企业（不包括分布式光伏）可以开始申请绿证。
电价补贴难以为继
当前光伏和风力发电的成本仍普遍高于火电，但电网收购价和火电一样，因此企业需要依赖政府提供额外的上网电价补贴。
此前国家以直接补贴电价的方式支持新能源发电企业的发展，也即新能源电价高出火电企业的部分，由国家财政买单。但补贴结算过程漫长，而且由于可再生能源的快速增长，财政补贴负担也越来越大。
到2016年上半年，可再生能能源补贴的发放缺口累计已经达到550亿人民币，电价补贴难以继续。而绿证机制则既可降低政府直接补贴的压力，又能帮助新能源发电企业更快收回成本。
绿证将搭配绿电配额制
单纯的上网电价补贴并没有促进可再生能源并网率的提高，保证新能源的市场份额。以风电为例，2016年全国平均弃风率为17%，最高的甘肃、新疆则达到43%和38%。弃风弃光率高居不下，已经成为中国可再生能源行业继续发展的主要障碍。
绿证更大的意义，在于它对可再生能源发电配额制度的支持，即强制规定发电企业或电网输出一定比例的可再生能源电力。
理论上，想要优化能源结构的单位可以通过购买绿证来实现目标，个人也可以通过认购绿证帮助可再生能源的发展。中国国家能源局于2016年4月颁布了配额制度的征求意见稿，提出到2020年，火电企业必须有15%以上的电力来自非水可再生能源。对于不具备可再生能源发电条件的企业，购买绿证将是唯一的出路。
配额制对中国实现此前的气候承诺——非化石能源（含水电、核电）比例到2020年占到一次能源消费的15%，至关重要。有专家估算，这一承诺体现在发电量上，相当于非水可再生能源发电量达到燃煤火电发电量的14.4%，与配额制所设定的目标基本吻合。
厦门大学能源政策研究院院长林伯强指出，“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。”
而能源局也透露，2018年政府很可能会推动配额考核和绿证强制交易。
纠结的燃煤电厂
目前，中国能源局发布的配额制文件仍在征求意见中，尚未正式出台。
作为火电绝对主力的煤电，往它们身上强加15%的非水可再生能源并不容易。一方面，煤电的产能过剩已经令这一行业利润下降，举步维艰。
此外，去年煤炭去产能给煤炭生产降了温，但产量下降导致煤价从去年下半年开始上涨，今年开年来涨幅继续增大。位于中国中部煤电大省宁夏的七家大型煤电企业近日联名上书宁夏经信委，要求煤炭降价。给自身难保的煤电企业再加购买绿证的负担，显然阻力不小。
另一个影响绿证和配额制开展的因素是企业为降低用能成本建设的自备煤电厂。它们不并网不进入销售，所以很难纳入绿证强制配比中。目前全国范围内自备电厂的规模尚不可知。
目前，强制购买绿证的规定是否会于2018年按时出台还不明朗。但可以确定的是，不论煤电面临的问题如何解决，如果没有配额制，绿证就将失去对中国能源结构的实质影响力。
绿证的前景
可再生能源配额制将保证绿证在初期阶段的推行，而从中远期看，绿电参与碳交易和电力市场改革或许将成为绿证制度能否持续施行的关键。
国家能源局新能源和可再生能源司处长李鹏介绍，绿证制度与碳减排交易体系可以形成天然的衔接，只需要明确绿色证书背后所代表的减排权益的归属，绿证即可顺利地参与碳排放权交易。
中国全国碳市场即将在今年内启动，规模超过欧盟碳市场，为全球最大。电力行业是被批准第一批参与碳排放权交易的八个行业之一。
另一方面，电力市场的改革速度可能会是决定绿证机制和可再生能源产业未来发展的决定性因素。当前中国采取政府统一定价机制，不管煤电还是新能源，上网电价都不受实际成本和市场供需关系的影响。这阻挡了发电成本变化快速传递到销售端。煤电成本波动难以预期的劣势和新能源发电成本稳步下降的优势都无法在电价中得到充分反映。
中国从2015年启动的新一轮电力体制改革的目标，就是让发电端和售电端都进行市场化交易，一改过去计划发电和统一电价售电的模式。改革顺利的话，新能源将可以和煤电公平竞争发电指标。
林伯强认为，由于成本原因短期内煤电的竞争力还是无法动摇，但在中国，技术层面风电和太阳能的成本下降速度很快，特别是光伏。从2011年到2016年，中国光伏发电硬件成本下降了70%。
李鹏认为，如果电力市场机制建设的方向不错，中长期成本的稳定可控将成为新能源的竞争优势，而出售绿证和参与碳交易市场也将帮助新能源项目进一步扩大对化石能源发电项目的环境外部性优势。
