2020年6月10日，国家发改委、国家能源局联合发布了《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）。相比《电力中长期交易基本规则（暂行）》（发改能源〔2016〕2784号），本次新发布的《电力中长期交易基本规则》中强调电力用户、售电公司以及电网企业都应该“依法依规履行清洁能源消纳的责任”。而提到清洁能源消纳，就不得不说曾轰动一时的绿证交易。今天，就让我们一起来了解一下绿证的前世今生。

绿证，即绿色电力证书，是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有独特标识代码的电子证书，是非水可再生能源发电量的确认和属性证明以及消费绿色电力的唯一凭证。

我国风电、光伏项目以前执行标杆上网电价政策，同时政府部门为鼓励新能源消纳，建议风电、光伏项目标杆电价高于所在省区燃煤标杆上网电价的部分由可再生能源电价附加统一解决。但是随着风电、光伏项目的快速扩张，财政补贴缺口逐年增加。尽管已经多次下调风电、光伏项目标杆上网电价，但是仍不足以弥补二者之间的差额。截至2019年年底，可再生能源附加缺口金额达到1000+亿元。在这样的背景下，政府部门开始实行绿证交易政策、风电光伏项目平价上网政策、可再生能源电力消纳保障机制（配额制）政策。

实行绿证交易及相关政策的目的是不仅可以减轻政府补贴压力，缓解发电企业财务困境、促进清洁能源消纳，助于实现政府可再生能源发展目标、促进可再生能源企业之间的竞争，降低发电成本，而且还有助于消除可再生能源消纳利用的省间壁垒，减少弃风、弃光等现象。

2017年，随着《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》的发布，绿证交易应运而生，绿色电力证书自2017年7月1日起正式开展认购工作。

2018年，《可再生能源电力配额及考核办法》三次进行社会公开征求意见，能源局、发改委收到众多宝贵的意见和建议。经过认真的讨论和研究，国家于2019年发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，提出对各省级行政区域分配可再生能源电力消纳责任权重，把绿证交易作为推行新能源消纳的重要载体。

2020年，《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》发布，意见提出“全面推行绿色电力证书交易”，要求从2021年1月1日开始，实行配额制下的绿证交易。同时，研究将燃煤发电企业优先发电权、优先保障企业煤炭进口等与绿证挂钩，进一步扩大绿证交易市场规模，通过多种市场方式推广绿证交易。

国家可再生能源电价附加资金补助目录内的风电（陆上风电）和光伏发电项目（不含分布式光伏项目）通过发电产生清洁电力，该部分清洁电力上网后按照上网电价进行出售，同时发电企业可以向国家可再生能源信息管理中心（下文称“信息中心”）进行绿证申报。若审核通过，将由信息中心按照 1 个证书对应 1MWh 结算电量标准（不足 1MWh 结算电量部分，转到次月核发）向企业核发电子证书，已被核发证书对应的电量将不再享受国家补贴。发电企业被核发的证书可以通过单向挂牌或者协议转让进行售卖。

卖方为在交易平台上自愿注册账户、发布绿证信息并出售绿证的新能源发电企业。

买方主要为四类购买者，即各级政府机关、企事业单位、社会机构和个人。

绿证交易方式有两种，一种是单向挂牌，一种是协议转让。

单向挂牌是指卖方向交易平台提交单向挂牌出售绿证信息，买方查看实时挂牌信息，点击加入购物车并完成支付购买的交易方式，个人可以通过信息中心微信公众号完成支付购买。

协议转让是指交易双方通过协商达成一致，通过交易平台完成交易的交易方式。卖方向交易平台提交协议转让挂牌申请，包括交易标的代码、数量等和协议买方账户信息。可以线上资金或者线下资金支付。若是线下支付，双方需向交易平台上传交易平台提供的绿证协议转让确认书盖章电子文件，交易平台核实通过后进行绿证划转。

绿证交易的价格以补贴额度（新能源标杆上网电价-脱硫标杆上网电价）为上限。成交后相应的电量将不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴，在实际挂牌过程中，价格基本接近限价上限。

那么，开展实行3年的绿证交易现在发展情况如何呢？

查询最新累计数据，截至2020年7月19日，累计风电核发量23507608个，累计风电交易量37750个，成交占比为0.16%;累计光伏核发量3845828个，累计风电交易量166个，成交占比为0.004%，风电交易量占成交总量的99.56%。

结合上述数据可知，绿证成交率可谓是极低。相关制度的不完善、实用性较低以及流通性较差等都直接影响绿证市场的活力。

此次《电力中长期交易基本规则》重提清洁消纳，能否将绿证重新带入人们的视野，可再生能源电力配额考核能否正式启动？让我们拭目以待。