绿证市场
风险，保证发电公司稳定的收益;
其次，通过绿证制度，光热发电企业可以在电力交易及时获得市场增量收益，在国家补贴迟迟不到位的情况下降低了企业资金风险。
但是，如果按照文件中2020年非水可再生能源的
可再生能源电量核发1个绿证。发电企业和配额义务主体之间(或主体之间)可以按照市场价格进行绿证的交易。
新的绿证的引入可以部分代替补贴，对缓解可再生能源补贴的问题是及其有益的。对于光热发电企业来说，配额义务
效率不行、成本也高，这样的产品是没有市场的，只能下地狱;另外一种是效率高、成本也非常高，这个电池就会上天堂，在火箭、卫星上使用，可以不计成本，但是在地面上没有生存空间;还有就是保持效率高，同时做到成本低
平价上网时代到来的首要因素。2007-2017年的8年间，光伏组件的市场价格36元/瓦下降到现在3元/瓦以下，下降了92%;并网光伏系统价格从60元/瓦降到7-8元/瓦，下降了87%;逆变器价格从4元
绿色证书(简称绿证)市场强制交易。随后，绿证核发及自愿认购交易正式试行，该认购交易被称为是一种政策试水，同时为接下来即将推进的配额制铺路。 2018年3月23日，国家能源局印发《可再生电力能源电力配额
距离的可再生能源和综合成本较高的可再生能源种类具有天然的竞争优势，因此会影响生产侧结构调整的速度，国外通常选择配额+绿证(等于补贴)等抬高矿石能源成本的政策措施平衡双方的竞争;三是国外成熟电力市场对于
8月31日，南方(以广东起步)电力现货市场试运行启动会在广州召开。报道称，这是全国首个投入试运行的电力现货市场，标志着广东电力市场体系基本建成，我国电力市场化改革迈出了关键一步。而在去年8月，南方
所享受的补贴款金额;因此，目前大家都是以补贴款金额的标准来进行销售的。
绿证2是由市场决定，没有最高价和最低价的限制。
如果一定要说有限制，那就是配额补偿金的价格。因为如果高于配额补偿金，那用
两类义务主体，未来非水可再生能源需求，一定会大幅增加!
在不拥有可再生能源发电项目的前提下，这两类义务主体，获得非水可再生能源配额的路径，大致有两个：
1)从电网购买非水可再生能源绿证，该绿证价格
》规定，配额完成情况以核算绿证的方式进行考核，义务主体通过按照保障性收购要求购买电力(含绿证)取得足额绿证。绿证可在配额主体之间，发电企业与义务主体之间进行交易，价格由市场决定。 发电企业可通过绿证
通过市场交易产生，发放补贴时按等额替代原则扣减。简单说，某光伏电站标杆电价0.75元/kWh，当地煤电电价0.4元/kWh，绿证交易价格0.15元/kWh，则国家发放补贴时只需要支付0.2元/kWh即可
绿证的延续，这是两个市场，两套机制。
C：配额制太复杂，很难操作。
D：不强制的话，绿证根本无法实施。
你的观点呢?
1-2年才能入账，新版配额制下，绿证交易在电力交易中心进行，可以随着电力结算实现资金流快速周转。可再生能源发电企业补贴资金的快速入账，有效改善企业的现金流和经营状况。
三、对各市场主体影响
一、对
备受关注的第二版《可再生能源电力配额制》征求意见稿终于流出。
据能见了解，影响将主要体现在四个方面：
一、分布式电力市场化交易或夭折
此次征求意见稿如果通过，可能意味着酝酿多年的分布式
通过市场交易产生，发放补贴时按等额替代原则扣减。简单说，某光伏电站标杆电价0.75元/kWh，当地煤电电价0.4元/kWh，绿证交易价格0.15元/kWh，则国家发放补贴时只需要支付0.2元/kWh即可
绿证的延续，这是两个市场，两套机制。
C：配额制太复杂，很难操作。
D：不强制的话，绿证根本无法实施。
你的观点呢?
趋于理性，放缓前进的脚步，开始从注重发展规模速度向注重发展质量效益转变。2017年，风电新增并网容量15吉瓦，创近五年新低。预计未来三年，中国风电市场将保持理性的规模增长，平均每年新增陆上风电15吉瓦至
到2020年开工建设海上风电12吉瓦，投产2吉瓦以上。到2020年底，预计中国海上风电装机容量将超过5吉瓦。
目前，限电严重的三北地区，随着电力市场的逐步完善，将迎来更加理性和健康的发展环境。电网规划
