据悉，我国的绿证制度尚处于初步探索的阶段，需要通过试行研究和建立相关基础规则和体系，因此相关规定中还存在非常多的不完全的特征，主要体现在四方面：

绿证认购采取自愿性的原则，通过社会公示的方式给以鼓励，而没有设定强制性的绿证认购指标；

对绿证的定价限制，依据电价附加补贴标注设定上限，而非完全的市场定价；

对于绿证的交易，目前仅规定了直接向可再生能源发电企业认购，而没有涉及购入绿证的二次转让交易，即尚未形成真正的交易（二级）市场。

绿证制度尽管在国外已经有较为丰富的实践经验，但是在我国特有的电力市场下，形成完整、合理、有效的制度体系，依然需要相当长时期的探索。这也是政策形成过程中必须经历的过程——不论是电力市场改革，还是与绿证相似的碳配额市场，也都经历了从自愿向强制、从区域试点向全面铺开过渡的渐进过程。然而正如《通知》中已经明确的，将“根据市场认购情况，自2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易。”这意味着最晚到2018年，我国将会全面推行绿证制度，取代可再生能源发电附加费补贴。因此，在未来为期一年的试行期中，除了进一步明确绿证合法、登记、交易管理和统计核查等相关体制外，在机制设计上还面临一些更为关键的问题，需要加以明确，包括：

设定可再生能源发电总量目标：根据《可再生能源发展“十三五”规划》的目标，到2020年可再生能源利用将达到能源消费总量的15%，照此目标，可以大概匡算“十三五”期间各年可再生能源开发利用的目标。

绿电消纳目标的分配方案：与碳市场配额分配问题一样，对于绿电消纳指标的分配，是绿证制度的一大难题。按照国际经验，主要有三种分配方式：向发电企业分配；向输配电企业（电网）分配；以及向终端用户分配。目前我国绿电产能充裕，电网消纳是主要的瓶颈。另一方面，电力非市场化导致终端用户无法选择输配电企业，及电力来源。因此，在我国现有电力市场环境下，向电网企业分配绿电消纳指标是较为合理的选择。但具体的分配方式有待研究，预计在分配过程中必将面临激烈的博弈。

交易市场的基础结构：是否允许绿证二次转让？如果可以二次转让，是否构建集中交易市场？是否引入做市商？此外，是否允许金融机构和投资者进入？这些问题也需要进一步的探讨。合理的市场结构需要根据主体情况确定，即取决于指标的分配：如果向大型的电网公司分配，则市场购买主体非常有限，且各个电网公司覆盖地域范围广，有足够能力内部消化，因此没有二级市场发展的空间；相反，如果消纳指标的分配主体为地方电网公司，或者终端消费者等较小规模的主体，则设立二级市场将有助于提高市场运行的效率。

试行期间核发绿证的存续问题：由于试行期间采用自愿认购的原则，并且对绿证的定价设定了不高于“可再生能源电价附加”补贴标准的上限，因此可以预期在试行期间绿证的价格区间、定价逻辑将与2018年后正式启动的强制约束下的交易机制有较大差异。允许试行期绿证存续到正式运行后继续使用有助于提高试行期市场主体购买绿证的积极性，但由于试行期没有强制的约束，同时存在限价，导致绿证需求不足、价格可能大幅低于正式启动后的价格。因此允许试行期绿证全额结转至正式运行期使用，可能妨碍市场公平性。具体机制的设计，需要结合试行期间的具体情况确定，但尽早明确相关方案，对于稳定市场预期、促进平稳过渡具有重要的作用。 （完）