纯绿证交易模式及其价格索引
如图给出了现有规定下的虚拟交易情景假设。电能到用户处无法实际辨别发电类型来源，不论是传统还是可再生能源发电都可以简单理解为将汇入一个电力池中并被传输分配。而这里的绿电供应商指独立于发电企业之外的第三方供电局或售电公司或发电企业下属销售部门。电能的流向本身因不涉及物理交割没有发生改变。绿色属性转让即不拿补贴的可再生能源电站申请绿证核发并通过出售获得绿证价格。
其中的关键点在于绿证价格和所谓绿电价的确定。绿电供应商提供有绿电属性的电力合约，一方面像新能源电站支付可再生能源附加及绿证价格，另一方面向实际传统电力供应商支付传统电价。在国家可再生能源附加和其它政府基金一定的前提下，在输配电价逐步核准的情况下，对欧洲推行绿证绿电的国家进行分析将或对如何使诸如此类交易变得合理有意义提供借鉴。
欧洲国家中实行绿电配额制的国家有英国、意大利、瑞典、挪威、波兰及罗马尼亚，其它国家的绿证交易只是电力来源标识规定下的自由交易。绿电强制配额和绿证有着相似之处，但是绿证和绿电配额交易是互不相通的，绿证持有不可以抵消绿电配额。从二者价格区别上可以更加明确这一点，图左是北欧斯堪的纳维亚水电站从2010到2014年间的绿证价格发展，基本在0.2欧/MWh到0.8欧/MWh之间浮动，其中2011年3月的福岛第一核电站事故刺激绿证价格大幅上抬（紫色折线），随后又归于平稳。图右是2006到2012年挪威的绿电配额elcert价格，最高可达38欧/MWh（376SEK/MWh）。绿证及绿证强制配额价格间的巨大差异与政策推行的目的达成呈正相关，却又影响强制配额执行方的利益发展，所以二者之间的平衡点或者其它创新或许可成为新的模式。
一切为了构建绿能体系
依靠绿证认购主体的自主性和环保意识远不够绿证乃至绿色能源制度的推动实施，站在消费端考虑问题价格永远是第一要义，即便是对价格敏感度不高的消费者或者价格弹性系数不高的产品来说，价格的作用始终不能被忽略。对就普遍认定的发达国家国民生活素质水平高故多主动购买绿电一说，首先提出反问，绿电一定贵吗？据统计2012年时德国的绿电价格仅比平均传统电价贵0.04分/KWh，之后与传统电力销售价格的差距逐步缩小，甚至到现在有些售电商可以提供更为便宜的绿电。原因和买卖双方的积极性还要从概念区分谈起。
在区分了绿证和绿电配额之后，另一个容易与之混淆的概念为绿标。如图德国的绿电销售必须通过专业机构认证并获得绿电标识，目前主要有三大机构可以颁发以各自标准评定后的绿标，除了要求电力来自可再生能源之外，还有一系列严格标准附加，但核心都在于要求绿电经销商对促进可再生能源发展作出一定贡献，不论是资金上的还是其它方面，例如销售的绿电必须来自新建的不超过一定年限的新能源电站。这恰从一定程度上实现了我们绿证新规中促进可再生发电发展的目标。而绿证在绿标中也可以发挥一定作用，大部分德国绿标核发机构承认绿证对可再生发电来源的证明作用，使用绿证即满足绿标的核证条件之一。
此外，合适机制下的绿电并不一定比传统电力贵!原因下分析如下：
1、绿电定义中涉及绿证内容，绿证价格出售可以均衡小部分可再生与传统能源发电成本之差。
2、由于欧洲国家的碳交易体系制度，传统火电集团需要为其碳排放买单并将花费计入到发电变动成本中去。简单模拟计算火电与风光类可再生发电成本，用净现值法将固定投资成本按使用年限与利率贴现并附加变动成本，构成简化线性发电成本进行比较看到，在一定发电量基础上可再生发电不一定比火电贵。
3、电网的MeritOrder模型将风光等可再生边际成本近似为零优先并网发电，从一定程度上影响电力交易过程中其它发电类型交易电价与收益。
4、早期德国的绿电销售电价可以减免部分可再生能源分摊款项，即等同于我国附着在终端电价中的可再生能源附加。符合逻辑思维，因为绿电是通过绿电标识认可的，而认可的前提条件之一在上文已经提过，需为可再生发展做投资或其它促进，已在推动可再生发展上做出贡献，因此可以减免一定可再生发展支持费用。但此项规定也有弊端，故在2014年新修订的可再生能源法中被叫停。
5、但配合新的可再生能源发电直接交易模式，绿电经销商仍有操作空间。
任何创新都要经过质疑与摸索，发达国家绿证制度有优势也有矛盾，还在继续探索中。综上，绿证可以是一张注明可再生能源发电出处的“纸”，也可以不仅仅是一张单与国外绿证长相相似的“纸”。春天已至，希望绿证及相关绿能体系的发展能为季节再添色彩。
