综上，笔者认为绿证是个好东西，但是在目前的制度条件下，其实际运行效果还要打个问号。针对这些问题，基于减少体系复杂度，减化市场构成，明晰各类职责，以及明确体现各相关方利益的考虑，笔者所能想到的解决方案如下
首先，在电力市场相对成熟时，彻底取消随电价征收可再生能源附加费，通过绿证方式筹集可再生能源基金。
其次，对常规发电企业实施简单的配额制，即常规发电企业在所售电量中必须包含一定的可再生能源电量，这个可再生能源电量应通过购买绿证方式获得。购买绿证的额外成本由常规发电企业自行核算至销售电价。允许常规发电企业根据自身意愿投资可再生能源，但常规发电企业投资的可再生能源项目发电量不能直接抵消发电配额内的可再生能源电量。投资是投资，义务是义务。
第三，改变可再生能源补贴的发放方式，同时改变可再生能源建设项目的审批方式。首先针对每千瓦时上网的可再生能源电量都应给予地方政府和当地电网固定补贴，这一补贴由可再生能源基金支出。同时取消现有的可再生能源项目“路条”审批制，各地自行根据自然条件组织建设。每年由发改委、能源局确定当年所需总可再生能源电量，然后由财政部组织各省通过招标方式竞争上网电量和补贴总额。各省内部再通过组织可再生能源发电企业招标确定各自上网电量、电价和补贴金额。考虑到可再生能源项目的不同（类型、建设时间等），各省可以设置不同的补贴补偿机制。各省获得补贴与发放补贴之间结余部分由地方政府、电网、可再生能源基金按比例分享。
第四，发改委、能源局、财政部根据当年所需的补贴总额和可再生能源电量等因素核算，确定当年绿证价格。
第五，为完成配额购买绿证或实施自愿碳中和的购买方向财政部购买所需电量绿证，购买资金直接进入可再生能源基金。
第六，可再生能源基金结余部分逐步发放以往的拖欠款项。
以上为笔者管窥之见，仍有很多未考虑到的因素，肯定不是最优解。但是作为一种探索，相信会有益于寻找到最佳方案，从而促进可再生能源的发展。（作者系阿邦迪能源有限公司总工程师）
