绿证价格
2009年后也大幅减少。以装机容量30kW的居民屋顶项目为例，并网补贴价格从2004年0.57欧元/kWh的历史高位，一路降低到2014年的0.12欧元/kWh。2016年6月通过《可再生能源法》改革方案
，德国自2017年起将不再以政府指定价格收购绿色电力，而是通过市场竞价发放补贴。其余欧盟国家：瑞士、丹麦、意大利等国无一例外计划减少甚至计划取消光伏FiT补贴。
2、美国：政策涉及财政激励
电力消费者发送价格信号，最终将有损利用市场手段促进行业减排的设计初衷。刘爽表达了自己的担忧。
值得关注的是，与世界上其他已经运行的碳排放权交易体系类似，中国的碳交易体系也需要经过一段时间的运行之后，看出
中继续运用?
蒋兆理(国家发展改革委气候司副司长)：碳市场是个市场化的减排工具，它跟用能权的交易、绿证的交易，同属于激励可再生能源、提高能效的政策工具范畴。从总体方向来讲，这三种政策工具都是同向而行的
0.167元，贵的光伏绿证则高达重组千瓦时5毛多钱，企业负担非常重。江苏省经信委和物价局设计了政策让这些企业直购江苏北部的风电，价格比目前目录电价高0.1元。
而根据1901号文件，企业买了分布式光伏
。而光伏发电企业则按峰谷电价计量。
买方和卖方在电量总量、价格和电费总额方面会产生差异，麻烦就会产生。
也就是说如果一个光伏项目与一个客户进行直接交易，并实现完全消纳，那么大体就要是1兆瓦的光伏项目
发电项目对应的发电企业。然后获得绿证并通过资格审核的发电企业，可申请在绿色电力证书自愿认购平台上开户，并出售证书。由于绿证的价格不能高于该部分清洁电量应获得的国家补贴。按照目前光伏及风电的补贴水平，光伏绿证
，按照2-5%的缺口测算,配额短缺量达到数百万吨至上千万吨。按配额价格50元/吨计算(国家发改委课题组测试碳排放达峰的配额价格)，每年有约5亿元的履约成本，若考虑到未来有偿分配比例逐步提高，履约成本还将
碳排放权交易价格波动的风险，而可再生能源发电则避免了这种风险;另一方面，CCER可用于抵消部分碳排放配额，这给电力企业提供了一个新的潜在获利途径，即通过开发和出售CCER获取收益。此外，加快可再生能源
心理准备。据介绍，国内数家大型发电集团的碳排放总量都在3-4亿吨之间，按照2-5%的缺口测算,配额短缺量达到数百万吨至上千万吨。按配额价格50元/吨计算(国家发改委课题组测试碳排放达峰的配额价格)，每年
。
5. 加快可再生能源电力布局
加快风能、太阳能、生物质能等可再生能源电力布局的好处体现在：一方面，传统的火电企业需面临碳排放权交易价格波动的风险，而可再生能源发电则避免了这种风险;另一方面，CCER
在一个平台之上。所以新能源参与现货交易还需要进一步探索，不是简单的做一个交易品种就能达成目的，除非配套有绿证和碳市场等机制，赋予了清洁能源价值之后，才能更好地发现价格信号。其四，售电侧改革问题。电力市场
全年用电量约达250亿千瓦时，其中电解铝占整个集团公司用电量的90%。据云冶集团慧能能源有限公司副总经理李俊杰介绍，电解铝的生产成本中，用电成本占到整个生产成本的35%，在原材料价格下跌幅度较大时
存在可再生能源电力价格太高引起的经济约束，其中经济约束的矛盾较为突出。
因此，为促进可再生能源的跨省跨区消纳，应该在绿证制度保障可再生能源企业收益的基础上，建立可再生能源跨省跨区消纳机制，从而打破
可再生能源电力价格太高引起的经济约束。同时，鼓励签订电力和绿证打捆的购售协议，促使经济相对发达、电价承受力较强的省份，更多地购买经济相对欠发达省份的可再生能源电力和绿色证书，在满足自身配额责任的同时，切实
+财政补贴，是我国现行可再生能源政策的标准配置。
2005年发布、2009年修正的《可再生能源法》规定，由国务院价格主管部门确定可再生能源的上网电价。此后，国家发改委2009年发出《关于完善风力发电
早期，消纳空间充足，矛盾不明显;现阶段消纳矛盾已经不容忽视，我们觉得配额制到时候了。
出生先后次序颠倒 对现有利益格局强制介入
新政策系统的设计标配，是配额制+绿证交易;但严格意义上，它俩并非各占
。2005年发布、2009年修正的《可再生能源法》规定，由国务院价格主管部门确定可再生能源的上网电价。此后，国家发改委2009年发出《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，首次确定了全国分区域的标杆电价
到时候了。出生先后次序颠倒 对现有利益格局强制介入新政策系统的设计标配，是配额制+绿证交易;但严格意义上，它俩并非各占半壁江山，而是配额制为主，绿证制配套。现实中的出生过程却相反，绿证交易制基本顺产
