如前所述，隨著相關政策的實施，風電、光伏平價上網+綠證的電價體系將是未來新能源項目開發面臨的新常態。基于這一基本判斷，作為決定新能源項目開發經濟性的核心要素及重要邊界條件，有必要對未來一段時間內，綠證可能的價格水平進行預判，以便于相關主體開展投資布局的研判工作。

從價格理論角度分析，未來綠證市場的價格主要受以下兩個方面因素的影響：一是綠證的實際成本，這是決定綠證價格最基本的要素。由于目前綠證實質上代替的是原有的可再生能源附加電價，其設立的初衷也是為了解決風電、光伏由于平價上網價格水平偏低、導致的新能源項目實際供電成本補償不足的差額部分。因此，基于價值理念，綠證的實際成本可以近似認為是其成本電價與平價上網電價間的差值。需要單獨說明的是，由于風電度電成本普遍低于光伏，且風電的發展規模遠超光伏，綠證市場中實際供應者及成本的主要影響者還是風電項目；二是市場供需形勢，這是綠證價格的關鍵影響因素。當市場供需偏緊時，綠證價格在其實際成本基礎上有所上浮；而當市場供需寬松時，則反之。

基于上述判斷，首先來看綠證的實際成本情況。由于2021年相關預測數據暫未公開發布；從已發布的《2018年度全國可再生能源電力發展監測評價的通知》（國能發新能〔2019〕53號）的相關數據來看，全國非水可再生能源消納責任富余省區共10個，這些省區構成了綠證的主要供給方。而在這其中，富余量較大的省份為云南、新疆、遼寧，三者富余量（或稱綠證供給量）占全國總富余量約2/3。因此，可選擇上述三省綠證的實際成本為基礎，推算綠證成本的基本水平。通過測算，上述三省風電成本電價與當地平價上網電價（即燃煤標桿電價）的差額如上表所示。

其次，從供需總體形勢分析，同樣基于《2018年度全國可再生能源電力發展監測評價的通知》中相關數據，從2018年數據來看，全國非水可再生能源消納責任富裕省份的總富余量約201億千萬時；而缺額省份總缺額則已達到817億千瓦時。從靜態數據來看，綠證供不應求的態勢較為明顯。

綜合上述影響綠證價格的關鍵因素分析：從主要供給方成本來看，未來綠證的供應成本應處于7.43~79.06元/ 兆瓦時區間內，疊加考慮嚴峻的供不應求形勢，即使不考慮市場策略性報價因素，基于邊際出清的價格理念，未來綠證價格預期也將不低于79.06元/兆瓦時。

在即將到來的“平價上網+綠證”時代，綠證的價格將是新能源投資商所關注的重要議題，同時也是其面臨的最大不確定性因素。本文以價格理論為基礎，從影響價格的兩個基本要素成本及供需分析入手，對未來綠證的價格進行了初步判斷，期冀能為新能源投資主體開展相關分析工作提供必要的參考。