在资本市场上获利是企业的永恒追求，企业需要一个合理可期的稳定收益，否则项目没有办法做下去。但是，目前并没有具体政策出台保障新能源企业有合理的盈利预期。新能源企业一个普遍的观点是：“我们愿意为清洁能源付费，但是必须要保证新能源企业有一个合理的回报。”
业内面临的现实问题是，基于目前绿证买方自愿，绿证交易市场尚未实现充分竞争价格，电价是波动的，绿证的价格也是波动的，价格存在不确定性，对于投资者来说风险太大。因此业内人士提议说，绿证要有市场培育期，需要过渡政策，应搭配度电补贴政策作为过渡时期的政策，将两个有机协调起来，给绿电一个好的补充。
绿证的认购规则之一是“不得二次交易”，对此业内人士则提出了质疑：既然是有价证券，就应该有一定的金融属性。只能转售一次，就没有金融属性可言。“如果我们用钱的话只能低价卖，我们希望有议价空间，要有一定的金融属性，才可以为新的融资提供渠道。”
国家能源局新能源和可再生能源司处长李鹏对此回应说：“在交易初期不允许二次交易，是避免金融属性的过渡凸显。所有的资产都有一定的泡沫属性，我们不想在最早实施的时候就把价格炒得过高。绿色电力的消费者是我们下一步的希望，如果没有一个很大的市场来支撑我们的生产，路会越走越窄，一些经济利益的让步可能不可避免，有些东西是要从企业管理自身上做一个调整。”
其实，绿证推行面临的最大阻碍可能还在于火电企业的强力抵抗。使用高比例的绿色电力，直接蚕食掉火电企业的市场份额。在2016年下半年煤炭价格高位运行、煤电企业利润率大幅下降、发电成本居高不下的情况下，买绿证相当于增加额外的成本，加上火电企业的背景足以和能源局、发改委抗衡，绿证的推行受到煤电企业掣肘。
此外，风光电补贴还存在能源类别差异、地区差异、项目差异，袁家海认为政策给各个省定了一个配额的目标，有可能在主管部门和地方政府之间还是有一定程度的博弈。
「 未来路在何方 」
绿证能力有限，推出配额制从“自愿”到“强制”已是业内共识。但从可再生能源上网电价转换到可再生能源配额制，在政策设置过程中还需谨慎对待。
能源基金会中国可再生能源项目主任芦红表示：“配额制不能解决所有问题，只是支持可再生能源发展的部分政策之一。并网消纳的根本原因是计划体制，以及和计划体制相关的调度政策，解决消纳问题的根本出路在电力现货市场和实行经济调度，还是有非常大的挑战，需要方方面面的政策配合。”
国家可再生能源中心副主任任东明也指出：“政策不是越多越好，要注意完善现有政策。”他认为，推出配额制不能急于求成，配额政策引入的时机应尽量与国家补贴政策协调，“如果不想让配额制和补贴政策冲突，则2020年后，对陆上风电和光伏能电价补贴取消后引入配额制最合适。2020年后，电力市场化改革如果有实质性的推进，电价机制形成，电力零售主体增多，配额承担主体也可以确定为零售商。”
任何政策的施行均需配套政策加以辅助，“绿证+配额+市场化”的政策衔接是一个大问题。2018年，新能源的补贴政策要先调整到位，国家可能会在2018年取消，或者部分取消现在的可再生能源强制标杆上网电价的政策，供应侧的配额和需求侧的配额怎么分、标准怎么定的问题，就比较复杂了，要考虑要和目前的可再生能源扶持政策的一致性的改革要做到位。
“因为中国的情况比较复杂，绿证价格只有上限没有下限，新能源企业愿不愿意从绿证市场上获取补贴对应的收益有待商榷。”袁家海告诉《能源》记者，可以借鉴英国的差价合约制，给价格“兜个底”，“英国的差价合约制锁定了最低回报，对投资人来说，有预期，就愿意投了。这种机制相当于给绿证的价格定了一个价格幅度，通过供应配额和需求配额的调节，逐渐使市场交易频繁、活跃，达到均衡价格的过程。”
除此之外，随着电力市场改革的不断深入，绿证政策还需出台具体操作细则。如何约束企业认购，是强制发电侧还是售电侧，或者两者都强制考核，在2018年年底推出强制的绿证市场的时候应有一个定论。彭澎对记者表示：“未来我们希望有一个好的监督机制，要求无论是发电侧，还是售电侧，都应该要求它们完成一定比例的绿色电力，发电侧要有足额的绿色电力，或者购买绿证;售电侧，售电公司卖电的比例中应该含有多少的绿证。希望这两者都能够双管齐下规范好这个市场。”
绿证并非解决一切问题的灵丹妙药，提高技术、政府打造一个良好的环境才是最终化解补贴不足的良策。国家能源局新能源和可再生能源司处长李鹏在可再生能源配额制和绿证交易制度研讨会上作总结时表示：“绿证的交易是实时的，绿证的价格不会高于大家的想象，而会低于大家的想象。”
>
>
