绿证的交易模式是：在风电或光电电站的标杆电价基准之下，减去电站所在地区的脱硫煤价，得出了补贴价。绿证的交易价要低于这一补贴价。
阳光保险研究部新能源分析师王润川就透露，由于光电标杆电价更高(位于0.65元每千瓦时至0.85元每千瓦时)，因此补贴(即标杆价-脱硫煤价)更大，对应的绿证付出成本也更多。
相比之下，风电标杆价位于0.4元/千瓦时～0.57元/千瓦时之间，显得更便宜。因此，光电和风电如处于同一资源区时，风电的绿证价将更低，现阶段的买方将更倾向于购买风电电量。“但随着光电价格的进一步下滑，未来绿证的购买也就没什么明显区别了，大家都会综合评估电站的报价、所处地区资源情况来参与认购。”仇展炜表示。
绿证的终极目标是否是代替补贴?
在采访中，第一财经记者也了解到，绿证出现之后，财政补贴的压力将会大幅度减轻。
根据中银国际的报告，我国针对1～6批的可再生能源补贴名单预计发放了约745亿元的补贴，其中风电支付了553.46亿元，光伏支付了191.9亿元，风电和光伏的装机容量分别达到126651兆瓦和27414兆瓦，这也是基于5919吉瓦时的全国电力消耗量来预测的，基本与可再生能源融资规模787亿元相当。
而据媒体报道，此前国家能源局华东监管局负责人就曾表示，截至2016年上半年，可再生能源的补贴缺口达到550亿元，财政补贴资金缺口较大，原有补贴模式也难以为继。
因此，除了财政补贴继续下发之外，企业层面、电力交易制度方面都需重新设计考虑。而绿证的政策中也提及，绿证出台可“降低国家财政资金的直接补贴强度”。
“可再生能源附加费从原来的0.1分调至1.9分，虽然有所提高，还是难以填补财政补贴的缺口。”王润川表示，补贴的降低有两种：一是实实在在地由财政补贴出资，另一类则是可再生能源项目的电价主动下滑。如果是电价主动降低的话，企业就要降低产品的制造成本，如原材料采购、工艺技术的进步等。
如今，硅材料已从8年前的数百美元/公斤降至20美元/公斤上下，如果再进一步下滑至10美元，短期内可能性不大。企业只有依靠中端产品即硅片和电池片工艺的提升来促使整条产业链发生改变。而有了绿证之后，企业的资金获取也有了新渠道。
2018年，当市场进入“配额考核+强制认购”的发展阶段时，被要求强制认购的预计大部分是发售电公司。仇展炜就提到，如果是强制要求，其力度是否足够也是行业内最为关心的，“现在国内发了很多文件，比如说光伏和风电的保障性收购，但执行得不算到位。配额制如能有效执行，对于绿证交易的双方都是有好处的。”
去年3月3日，国家能源局以红头文件的形式在官网挂出了一份《国家能源局关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》(下称“指导意见”)。尽管部分市场人士称这一指导意见不能等同于此前广为期待的可再生能源配额制，但第一财经记者采访的多位业内人士中，大部分人都认为这与配额制并无二致，只是说法上更为婉转罢了。
所谓“配额制”，即一个国家或地区，用法律的形式对可再生能源发电的市场份额做出强制性规定。整个指导意见中提及，各发电企业的非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上，这是整个指导意见中最为关键的一条。该指导意见也提出了要建立绿证交易机制，绿证可作为发电指标的核算凭证，绿证持有人可参与碳减排交易和节能量交易。这份去年出炉的文件没有提到绿证与配额制之间是否有取代的关系，但在今年的绿证通知中，国家各部委也明确提出，“”绿证出售后(光伏及风电企业)不再享有补贴，(项目)不可转售。”绿证和补贴的关系也一目了然。
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