从2017年开始，我国开始在政策层面酝酿可再生能源配额制，即规定可再生能源在电力结构份额中的比重。经过2018年3月和9月两轮征求意见，配额制最终在2019年5月以“电力消纳保障机制”的形式正式出台。但目前的“电力消纳保障机制”绿电与绿证不分，从而引发割裂统一电力市场、技术上难以在小地理范围内实施等突出问题，亟待引起关注。
今年5月，国家发展改革委、国家能源局联合发文，正式实施《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》(下称“《通知》”)，有效期5年，标志着配额制的落地。《通知》将对于消费者高度同质化的电力划分成了“绿电”及其他电力。具体来讲，绿电包括风光水等可再生能源，其他电力则是煤电、气电等传统化石能源。
根据《通知》，各地将以电力占比的方式考核，如北京绿电比重2020年必须达到11%，四川、云南等清洁能源比重高的省份比重则需要达到80%。各省份可通过多种方式完成配额。其中最为复杂的，当属区域外输入的可再生能源电量如何计量的问题。通知的附件1给出了详细的说明，大体是要试图去追踪电力线路潮流上的“风电”还是“煤电”的成分，从而对外来电进行解析确定。
不幸的是，这种方式混淆了绿证与绿电的概念，给配额制的落地造成了巨大障碍。事实上，绿证与绿电(应该)是完全不同的两个市场——一个交易的是证、一个交易的是电，是完全是不同的商品。对于消费者而言，电力，无论是来自于风电还是火电，其完全是均一无区别的。我们的改革目标往往是要建立二者共同的统一竞争市场，以表征其无区别的市场价值;而绿证，是通过建立绿证交易市场，通过“证”的稀缺性来表征可再生能源的环境价值。市场价值与环境价值，不能混为一谈。
从实际考核来看，关键工作量在于确定那些大容量跨区线路的潮流跟踪。而这些线路，往往既不考虑送出地需求，如四川曾经在丰水期还因此出现用电紧张局面，也不考虑受电区的需求变动，如晚上负荷低谷期间还大量送，造成本地机组深度调峰，是完全僵化的电力交易方式，亟需要改变。这不仅影响我国电力系统运行经济效率，也直接导致配额制的给电力划成分测算进一步割裂市场。
它成为与之前“能源消费总量”控制无异的单纯行政手段——中央政府对省级政府的考核。再往下的小地理尺度，这种电力潮流划成分在技术上也会变得完全无法操作，所以政策设计者把这个“锅”甩给了电网公司，名曰“电网公司指导所属省级电力公司依据有关省级人民政府批准的配额实施方案，负责组织经营区内各承担配额义务的市场主体履行可再生能源电力配额义务”。
这种外送方式，完全不应该成为需要追求的“目标”。事实上，早在2017年4月，国家能源局新能源司负责同志就在《中国能源报》发表文章，谈对绿证与配额制的思考。关于绿证还是绿电的问题，他明确阐述了为何不能通过新能源项目直购电(也就是目前绿电方式)来完成配额考核：
我国目前对新能源发电实行的是两部制标杆电价政策，具体操作上包括两部分电价，即燃煤标杆电价加补贴。新能源发电项目与电网实际结算的只是燃煤标杆电价部分，补贴部分由全网分摊征收附加资金解决。在这样的机制下，新能源发电企业与购电企业的结算收入只能体现所购电力的电力一般商品属性，不能体现电力的清洁低碳属性。
区分一度电是煤电还是新能源发电的主要标志就是是否由财政资金结算补贴。而绿色电力证书是对补贴资金部分的直接替代，且具有可以追溯的全部电力属性信息。因此对于自愿或者强制使用绿色电力的消费者，只有完成了绿色证书的购买，才能被确认为实现了绿色电力的消费。
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