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可再生能源配额制政策是一个国家或者一个地区的政府用法律的形式对可再生能源发电的市场份额做出的强制性的规定。“可再生能源配额制”是我国可再生能源“十五”规划中一项重要的政策建议。其基本含意是，在地区电力建设中，可再生能源发电需保持或占有一定的比例。与配额比例相当的可再生能源电量可在各地区（各电网）间交易，以解决地区间可再生能源资源差异的问题。主要做法是以法律的形式规定在总电力供应量中必须有规定比例的电力来自可再生能源。
可再生能源配额制主要有以下三个特征：
（1）通过法律和法规的形式，保障在较长时期内实现可再生能源的量化发展目标，即保证可再生能源发电的市场需求；
（2）通过建立市场竞争机制达到最有效开发利用可再生能源资源的目的；
（3）对于可再生能源发电高出常规电价的差价，应该采用社会分摊原则，即消费者分摊原则。谁消费谁分摊，多消费多分摊，充分体现出了可再生能源发电产生的环境和社会价值。
国外的年度配额制度指供电商、消费者每年必须消费一定额度的绿色电力，未能完成的必须向国家支付一定的费用。强制性年度配额制度的实施可保证绿色能源市场的需求，从而增强相关设备生产商和绿色能源生产厂商的投资和生产信心，调动相关技术开发的积极性，以便使绿色能源生产进入良性循环的轨道。
绿色电力证书是国家根据绿色电力生产商实际入网电力的多少而向其颁发的证明书。购入绿色能源证书是供电商、消费者完成其年度配额的手段。绿色电力的价格是由基本价和能源证书价格两部分决定的，基本价是指普通电价格。换句话说，供电商在供电时，及消费者在消费电时是分不清哪个是绿色电，哪个是普通电。绿色电力的特殊价值只是体现在绿色证书上，只有绿色证书在市场上被售出，发电商回收了成本，绿色能源的真正价值才会体现出来。
在配额制政策下，义务承担者可以采用两种方式来完成相应的义务：一是自己建设可再生能源发电设施；二是从其他已经完成了规定配额的电力企业购买其超额完成“义务量”而获得的绿色证书。这样，可再生能源发电就可以在2个市场实现交易：一是电能本身的实物交易；二是绿色证书交易。与此相对应，可再生能源电力的价值就通过2种渠道加以兑现：一是电能的实物交易市场，在这个市场上，物理上联网的电能供应者与购买者之间达成交易，交易渠道限于电力供应的物理设施；二是以绿色证书为代表的可再生能源电力的环境和其他社会效益市场，受益者是全社会，其成本应该由社会支付，这部分价值的交易不受电力设施物理连接的限制，交易范围取决于所定义的受益范围。
绿色证书交易机制是在可再生能源配额制的基础上提出的。绿色证书交易制度是保证可再生能源配额制度有效贯彻的配套措施，它将市场机制和鼓励政策有机的结合，使得各责任主体通过高效率和灵活的交易方式，用较低的履行成本来完成政府规定的配额。发电公司生产的绿色电能，能获得一定数量的绿色证书；同样，电力用户消费的绿色电能，也能获得一定数量的绿色证书。根据发电公司和用户的具体情况，政府相关部门或监管机构给定它们一定的配额来生产或消费绿色电能，要求它们定期上交一定的证书来完成相关的配额，否则将被罚款。
因此，在绿色证书交易市场中，绿色证书的持有者（多指可再生能源发电公司）可以与承担指定配额要求的绿色证书需求者（通常为火电公司和一些高耗能用户）交易绿色证书，即未完成可再生能源配额指标的发电公司和用户通过购买绿色证书来完成配额指标。采用绿色证书交易机制可以有效地激励可再生能源发电的发展，把可再生能源发电高于非可再生能源发电的部分成本由整个发电行业和（部分）用户分摊，采用这种方法可以在一定程度上限制化石燃料发电对环境的污染。
2017年2月3日，发改委网站发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，称为引导全社会绿色消费，促进清洁能源消纳利用，进一步完善风电、光伏发电的补贴机制，拟在全国范围内试行可再生能源绿色电力证书核发和自愿认购。最重要的是文件指出，绿色电力证书将于2017年7月1日正式开展认购工作。而根据市场认购情况，自2018年起，管理层将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。
而同《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》一起发布的《绿色电力证书核发及自愿认购规则（试行）》（以下简称《规则》）则规定，绿色电力证书是指国家可再生能源信息管理中心按照国家能源局相关管理规定，依据可再生能源上网电量通过国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台，向符合资格的可再生能源发电企业发放的具有唯一代码标识的电子凭证。同时制定了绿色证书的核发和认购等相关规则，并提出了针对绿色证书核发和认购行为的监督规则，以保证可再生能源市场的稳定发展。
根据《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》要求，国家可再生能源信息管理中心依托国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台负责核定和签发绿色电力证书，国家可再生能源信息管理中心发布了《绿色电力证书申领核发说明》，对绿证申领和核发工作程序进行了说明。绿证申请流程如图所示。
图1-1 绿证申请流程图
关于制度基础，目前可以作为我国配额制制度基础的文件包括《可再生能源法》及修正案、《可再生能源中长期发展规划》《关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》等。此外，《可再生能源发展“十二五”规划》明确提出要实施可再生能源配额制度。《可再生能源发展“十三五”规划》提出了四项保障措施，包括建立可再生能源开发利用目标导向的管理体系、建立可再生能源发电全额保障性收购制度、建立可再生能源绿色证书交易机制、加强可再生能源监管工作等，也提出将在“十三五”期间实施配额制度。
如果未来可再生能源技术进步比较快，成交价格就会快速降低。为稳妥起见，在绿色证书交易机制实施初期，可以考虑采取仍由中央财政资金承担一部分分品种的固定数额的度电补贴的模式，确保新建项目的基本收益，随着市场化机制的完善，逐步过渡到完全的绿色证书交易。
（1）绿色证书交易强制配额制
强制绿证交易着眼于能源供给革命，通过绿证强制交易价格体现新能源发电的外部环境效益，确保新能源开发企业的经济效益，提升新能源项目投资的积极性。在强制配额考核的政策体系下，虽然由于市场机制的作用，企业经营的不确定性增加，但是新能源行业发展的整体稳定性大大增加，强制配额考核会创造一个基本稳定的国内新能源年度增量市场需求，这对于新能源产业的发展和确保低碳能源的供给至关重要，避免了产业发展规模的大起大落或者逐步萎缩。
（2）绿色证书自愿交易制度
自愿交易着眼于能源消费革命。目前，有观点认为，自愿交易可能不会起作用，但是自愿认购的市场空间不容低估，从国外实践经验看，绿色电力证书的自愿认购是一个重要的市场，绿色电力消费理念的普及也会极大地推动能源供给侧的结构转型。建立绿证自愿认购体系，实际上是给了消费者充分而灵活的选择权，使得愿意购买和使用新能源的企业和个人有了通畅的渠道。最终通过两个市场的合力来加速实现能源转型。
为实现国家可再生能源的发展目标，英国从2002年开始实施可再生能源义务制度，同时引入了绿色证书交易机制，旨在通过建立绿色证书交易系统来提高市场分配效率，降低可再生能源生产成本，实现节能减排目标。
然而研究表明，达到2025年碳减排目标还需要投入2300亿～2600亿英镑，而在现行的电力市场体制下无法拉动如此巨额的投资，更无法保证消费者权益。英国政府经过征询多方意见，决定推出电力市场改革（EMR）。其中差价合约固定电价政策作为电力市场改革的重要组成部分，将逐步代替配额制。
英国可再生能源义务政策（the Renewable Obligation，RO）是世界范围内可再生能源配额制的主要代表之一，其绿色证书交易制度的实施降低了可再生能源的生产成本，对可再生能源发展起到了一定促进作用。然而，该政策机制设计复杂，不确定性较大，英国政府多次对该法案进行修订，试图完善这一体系。直到2011年，为降低市场不确定性，政府计划以固定电价政策逐步替代可再生能源义务政策。纵观英国配额政策的演变历程，其经验和教训具有借鉴意义。
（1）证书发放
自2009年4月1日起，英国开始根据不同技术的成本差异分别发放不同数量的可再生能源义务证书，在一定程度上促进了个别尚未成熟技术的发展。2011年，英国燃气和电力市场监管办公室（OFGEM）公布了《可再生能源义务：发电商指南》，明确规定陆上风力发电企业每提供1兆瓦时电力将得到1张可再生能源义务证书（ROC）。同等条件下，海上风力发电企业可得到2张ROCs，农作物发电企业可得到2张ROCs，沼气发电企业可得到0.5张ROCs，垃圾填埋气体发电企业可得到0.25张ROCs。所有微型发电商（申报净容量在50千瓦以下）不论采用何种技术，每生产1兆瓦时电力都可得到2张ROCs。
（2）监管机构
英国燃气和电力市场监管办公室（OFGEM）是英国能源领域独立的监管部门，负责整个ROC交易体系的运行和监管，包括ROC的注册、核算、交易，年度目标的确立，供应商完成RO的审核，年度RO资金的分配及对未完成RO供电商的惩罚等。
（3）证书交易
发电商每发出1兆瓦时的可再生能源电力，监管机构将发给其相应数量的ROC。发电商将生产的可再生能源电力出售给供电商的同时，也提供同等数量的ROC。最后，供电商按照规定设立年度可再生能源比例，把规定数量的ROC交回到OFGEM，从而完成ROC的整个循环。为促进供电商制定更高的可再生能源发电目标，ROC证书制度规定，证书的有效期为两年，即第一年多余的ROC可以用于下一年度。
（4）考核与监管
供电商在每年9月1日前上交规定比例的ROC，如未达到电力监管机构的规定，则会受到相应数额的罚款。未完成ROC的供电商制度规定可以在每年的9月1日至10月31日期间补交ROC或按照买断价格支付罚款，但需缴纳滞纳金。如年度发电商的ROC仍有剩余，表明可再生能源电力市场处于卖方市场，OFGEM可以收购剩余的ROC，收购价为45英镑/ROC，这实际上相当于政府为可再生能源证书确定了一个最低的价格水平。
（5）效果评估
从2002—2011年英国实施可再生能源义务制度，各年度义务证书所占供应比例和价格都在提高，为可再生能源配额义务的完成发挥了重要作用。
然而，绿色证书的交易市场也存在着较大的不稳定性，如果运行不当，可能会造成绿色证书的炒作，这与降低可再生能源电力生产成本的初衷相悖。可以说，英国RO的不确定性和ROC市场的不稳定性已经对可再生能源义务目标的完成效果产生了负面影响，这使得英国RO的完成率一度在60%左右徘徊。另外，英国能源和气候变化对燃气与电力市场监管办公室的管理约束力不够，使其职能过多，管理效率相对较低。
2009年6月发布的《英国可再生能源战略》表明，英国若想达到2020年可再生能源消费总量占最终能源消费总额15%的目标，可再生能源电力供应需占总电力供应的30%。考虑到英国的可再生电力水平还比较低，需要大幅度鼓励可再生能源电力的发展。
所谓差价合约固定电价，就是与发电商签订长期合同确定合同价格（类似固定电价），之后在市场交易过程中实行“多退少补”，如果市场平均电价低于合同价，则向发电商予以补贴至合同价；如果市场平均价格高于合同价，则发电商需要向消费者返还高出的部分。该合约价格可根据市场的碳交易价格制定，既增加了确定性，又防止了炒作交易价格造成的超额利润。
图1-2 差价合约固定电价政策示意图
与可再生能源义务政策相比，差价合约固定电价政策为可再生能源发电商和投资商提供了稳定、清晰、预测性强的补贴，类似于传统的固定电价政策。但是与传统的固定电价制度相比，差价合约的固定电价政策又保留了市场性的交易机制和对发电商的激励作用。如果发电商本身卖出的电价高于市场平均价格，多余部分还是可以作为额外收入。与溢价固定电价补贴制度相比，差价合约制度又降低了政府补贴金额，节省了政府开支。此外，这种双向的补贴机制也可以保护消费者的权益，控制可再生能源电力的收费上限。
从2014年起，高于5兆瓦的发电商可以在配额制与差价合约固定电价政策之间进行选择；2017年以后，将不再实行配额制政策。
（1）制定差价合同执行价的方法
差价合同执行价的制定需要帮助政府实现其减碳、发展可再生、低碳能源以及确保电力供应安全的政策目标，同时也要确保其经济影响是消费者能够承担范围之内的。英国能源与气候变化部在2013年7月发布的《有关电力市场改革实施草案的意见征求》中描述了差价合同执行价的确定方法。
（2）制定执行价的考虑因素
①技术自身的因素（比如，投资和运行成本、融资成本以及建设的实际限制等）；
②市场条件（比如，电力批发市场的价格水平以及发电商在签订“电力购买协议（Power Purchase Agreement）”时给予的折扣等）；
③政策考量（比如，有关实现可再生能源目标和不同技术组合方面的政策决定以及差价合同的具体设计等）。
需要注意的是，基于这些因素制定的针对某一特定技术的执行价将不同于其“均化成本”。执行价具体是相比均化成本高或低将取决于不同的因素，其中包括：
①英国能源与气候变化部标准均化成本未包括的成本——差价合同的支付是在考虑了发电商在电力运输损耗中的份额（即输电损耗乘数，Transmission Loss Multiplier）后，根据发电量计算，因此执行价会相应地调高；
②电力贩买协议——发电商获得的收益来源于电价和差价合同的补足（即执行价与基准价格之间的差值），如果发电商因为在签订电力贩买协议的时候以低于市场价格的折扣价格出售电力产出而不能达到基准价格，那么需要相应地提高执行价来进行补偿；
③合同长度——如果差价合同的长度短于发电项目的运行寿命，合同结束后电力批发市场价格和容量市场的收益低于均化成本，那么执行价应该相应地提高来进行补偿；
④其他政策“征费免除凭证（Levy Exemption Certificates）”能够提5英镑/兆瓦时的支持。不获得可再生能源义务支持的电厂相同，差价合同电厂预计也能获得征费免除凭证机制的支持，因此执行价会相应地降低。
（3）RO-X（Renewables Obligationsminus X）与“可再生能源义务”并行期间的执行价（2014/15—2016/17）的制定方法
2014/15—2016/17期间可再生能源义务和差价合同机制并行运行，差价合同执行价的制定遵循RO-X的原则，从而使可再生能源义务和差价合同对于投资者的激励相同。该原则反映了差价合同机制相比于可再生能源义务能够降低最低资本回报率（hurdlerate）以及电力贩买协议的风险水平。所有技术的执行价在长期来看将保持不变或逐渐下降。图1-3展示了根据RO-X原则计算执行价的步骤。
图1-3 差价合同执行价的制定步骤
这里的成本包括：项目前期开发、监管及行政审批、投资成本、固定运行成本、可变运行成本以及燃料成本。融资成本是通过使用针对特定技术和时间的投资回报率来计算成本和收益的现值而体现的。
收益项目包括：电力批发市场价格、可再生能源义务支付、征费免除凭证、容量市场支付（如适用）以及供热收益（如适用）。收益会根据假设的电力贩买协议折扣做调整。
收益项目包括：电力批发市场价格、差价合同支付、征费免除凭证、容量市场支付（如适用）以及供热收益（如适用）。收益会根据假设的电力购买协议折扣做调整。
英镑的梯度设置是为了与可再生能源义务下的梯度保持一致，支付给发电商的实际执行价会随着通货膨胀的水平作出相应的上浮。
美国至今没有国家级的可再生能源配额政策，其配额制是在诸多州实践后发展形成的。早在1995年，在加利福尼亚州公共设施委员会实施电力体制改革时，美国风能协会首次提出了正式的可再生能源配额制概念；1999年得克萨斯州将配额制政策列入电力重组法案；2002年，马萨诸塞州与加利福尼亚州通过了配额制政策；2004年新墨西哥州开始实施配额制。截至目前，美国已有超过30个州实施了配额制政策，保证了资源贫乏地区的公用事业单位可通过购买可再生能源丰富地区提供的绿色证书来履行可再生能源配额义务。
在美国，除了配额制下的强制市场，还有一个市场不容忽视，就是那些自愿购买可再生能源电力者们所构成的市场。无论是否被要求购买可再生能源，买家一般都想以公开声明的方式来披露他们正在购买或使用可再生能源。
强制性市场的存在，是因为政府政策的驱动，比如可再生能源配额制。而自愿认购市场，消费者往往对某种特定的可再生能源形式有偏好。所以，强制市场往往被认为是绿色电力交易的基础，代表了可再生能源消费的最低限度。而自愿市场往往超过这一基础，是由自愿性的需求决定的。在美国，自愿认购市场拥有8万多的商家以及超百万的个人对绿证进行认购，占到美国电力总负荷的2%，并且保持10%的增长，特别是一些创新企业在自愿认购市场中更为活跃。2016年初，苹果公司宣称其在全球93%的设施用电完全使用可再生能源，即通过自愿认购绿色证书。此外，英特尔、微软等个别公司绿电量甚至占到10%。
强制市场与自愿市场的有机结合使得美国在可再生能源绿证交易中取得了一定的成功。2015年，美国自愿绿电市场的交易电量已经占据了非水可再生能源电力交易的四分之一。自愿的绿电市场与为满足配额制要求而存在的强制市场相辅相成，共同促进了美国可再生能源的发展。
2001年，澳大利亚政府通过《可再生能源（电力）法》，提出了强制性可再生能源目标（MRET）。在这一政策框架下，澳大利亚建立了可再生能源证书（RECs）交易机制和交易市场（如图1-4所示）。同时还成立了可再生能源管理办公室（ORER），负责对可再生能源发电商进行认证，监管可再生能源证书的执行情况，并对违反MERT法案的行为进行处罚。2001年4月1日，澳大利亚可再生能源证书系统在全国范围内正式运行。
图1-4 澳大利亚绿色证书系统框架
该系统实施后，合格的可再生能源生产商每生产1兆瓦时的电量就能得到1个单位的绿色证书（REC）。责任实体（即配额义务承担者，包括电力零售和批发商）在获取的电力中需要有一定比例的可再生资源电力或拥有与这部分电力等量的可再生能源证书。每年末，责任实体必须向管理部门上交足够的RECs，以证实其完成了目标义务。责任实体的RECs既可通过与可再生能源发电企业签订合同购得，也可以向第三方协商购买。RECs可在责任实体或第三方之间通过国家电力市场（NEM）进行交易。不能提供足量的可再生能源证书的责任实体，须交纳一定的费用。
从2011年1月1日起，澳大利亚的配额证书开始分为大规模发电证书和小规模技术证书两种。
可申请大规模发电证书（LGCs）的合格实体是指使用太阳能、风能、潮汐能、生物质能等《可再生能源法案》中列出的可再生能源发电站。
注册交易LGCs由可再生能源发电商根据在基准线上生产的额外电力，通过网络在REC注册器上生成，但需管理办公室确认后方可买卖和提交。电站除去卖给电网的电力，LGCs可以在开放的市场上卖给可再生能源配额义务承担者，价格由供需双方决定。
大规模可再生能源目标明确了在2030年前每年可再生能源的发电量。配额义务主体需购买的LGCs数量，通过条例中设置的可再生能源比例（RPP）确定。每年的可再生能源比例依据当年可再生能源发电目标、年度义务承担主体电力的获得量、前一年LGCs提交超额或不足量等确定。LGCs的所有权通过交易人之间的付款合同直接在注册器上转让，交易价格由市场决定。
证书提交与考核义务主体需向可再生能源管理办公室提交满足其年度义务的规定数量的LGCs，提交后的LGCs不再有效，不可再进行买卖和交易。当年没有提交规定数量的义务主体，需要支付相应的罚款（当前为65澳元/LGC）。
小规模可再生能源计划专门规定了配额义务主体具有按季度提交小规模技术证书（STCs）的义务，为安装合格的小规模系统如太阳能热水器、热泵、小型风机、小型水电系统等提供金融激励。小规模可再生能源系统每生产1兆瓦时电量可获得1个单位的STC。管理机构还专门成立了自愿的STCs交易所，以40澳元/兆瓦时的固定价格进行STCs交易。同时还采用太阳能乘数机制，根据安装时间不同为系统首先并网的1.5千瓦或者离网的20千瓦的发电单元发放1～5倍的证书。
合格实体新安装的太阳能热水器或热泵系统在可再生能源管理办公室登记后即可申请STCs。新安装的小规模的太阳能、风能、水能发电系统，遵照当地、州、联邦政府的要求，由清洁能源委员会授权的安装单位安装，系统组件要纳入清洁能源委员会公布的信用列表，并取得合格许可后才可以申请STCs。
注册交易系统所有人通常将STCs分配给第三方代理人（例如零售商或安装单位）进行注册，代理人要支付给所有人一定的费用。代理人通过REC注册器的线上系统创造STCs，向可再生能源管理办公室登记后，可通过开放市场或者STC交易所进行交易。
证书提交与考核义务主体如果在STC交易所交易，政府保证40澳元/STC的价格，但可能需要延迟一定时间付款。法律要求义务主体每年购买并提交一定数量的STCs，这就产生了对STCs的需求。每年提交时间为2月、4月、7月及10月，未提交规定数额的STCs，义务主体需要支付罚款（当前为65澳元/STC）。提交后的STCs不再有效，不能再次进行交易。
得益于良好的法律法规和管理机制，澳大利亚证书交易系统的效果显著，目前通过可再生能源目标分级等措施，其政策更加完善。自2001年起，证书交易为可再生能源产业的投资提供了大量的金融激励，增加了小规模可再生能源系统的数量，激励了可再生能源额外发电项目建设，增加了电力部门发展的可持续性，降低了温室气体排放。
2001年，日本自然资源与能源咨询委员会的新能源部门公布了一份报告，决定引入可再生能源配额制度，以充分利用市场来加速发展可再生能源。2003年4月，日本开始实施《日本电力事业者新能源利用特别措施法》（又称《可再生能源配额标准法》），配额制度正式生效。该法规定，电力供应商每年至少要提供1.35%的可再生能源电力，并且政府每隔4年都要重新评估并调整比例。
由于可再生能源发电产生的污染较小，通常简称为绿色电力，日本规定这种绿电必须售于电网，并实施绿色电力证书机制，制定了绿电下限以及风能和生物质能大约3.6美元/千瓦时的发电价格。为了最大限度地保证经济效益，法律还规定采取“代为履行”等措施，即不承担配额的新能源发电者可以代为履行其他承担配额的电力事业者的配额义务。
各发达国家实施的可再生能源配额制中，配额制义务人、证书交易方式及处罚力度不尽相同，可再生能源的结构比例、范围和具体实施方式也不相同。
目标的确定。由美国得克萨斯州实施配额目标的经验来看，配额制的目标制定应该适当。
首先，配额目标要制定得足够高，只有制定得足够高才能达到促进可再生能源的发展，可再生能源的市场需求才能得到保证。制定可再生能源的总量目标也是有必要的。
其次，配额目标应长短期相结合。得克萨斯州制定的配额目标是阶段性的，而加利福尼亚州则是笼统地制定一个长远的目标，这样会造成义务人对成本不确定性的担忧。并且，目标最好以可再生电量为标准，装机容量可以通过一定系数转化成可再生电量，可再生能源证书也应以可再生电量为基准，因为对配额制有意义的指标是发电量。
再次，根据我国的国情，各省市地理位置和自然条件有很大差异，配额制的目标也应分种类、分区域制定，按照经济与技术的可行性建立多种类的目标并实施相应证书制度，可以避免对某些高新技术发展的限制。此外，不能只建立国家总体目标，而应在国家目标的基础上建立适当的各省市分目标，使各省市协调发展。
义务人的选择。从发达国家的实施经验来看，义务人基本上分为电力零售商、电力消费者和电力生产商。从政策执行的便利性考虑，电力生产商作为义务人是最佳的，而以电力消费者作为义务人的优点则是能够使配额义务更加广泛。参考国家发展改革委和电监会的意见，参考我国的电力市场结构，以电网企业作为义务人是适合的，这样有利于解决电力上网问题。但是，自备电和直购电不负担配额是有失公平的，所以在设计制度时应综合考虑各个方面的因素。
配额对象的确定。当前，符合配额对象的可再生能源不应仅限于电力，非电力的可再生能源也应包括在内，从而确保可再生能源供应的多样化。日本在这点上的做法比较突出，规定了风电及生物质能的多种发电价格上限。不同种类的能源成本不同，所以应对符合条件的可再生能源种类进行分级，确定其配额百分比，对成本相对较高的不成熟的生物质能和太阳能制定相对较低的配额，而对水电及风能等制定相对较高的配额。
就美国加利福尼亚州的经验来看，在配额制的实施中明确各机构职责是十分重要的。加州负责证书认证的机构是加州能源委员会，但交易监管机构加州公共事业委员会并未使用加州能源委员会的认证号，而是采用合同号追踪配额制的实施情况，使加州能源委员会的认证在一定程度上失去了法律效力，降低了配额制的监管效果。就英国的经验来看，配额制实施中的配套政策也要由相应部门进行有效监管，政府部门、管理机构以及电力公司都要明确自己的职责。例如，政府部门要明确配额制的持续时间、符合条件的能源种类及配额比例、证书最高价格的制定以及管理机构职责的分配，而管理机构应负责制定实现目标的认证规定、奖惩条例、定期汇报配额制实施情况等，电力公司的责任则为完成配额、完成证书交易。需要注意的是，政府制定的各项政策以及监管机构制定的各项条例既要实现协调统一，也要照顾到电力公司的利益诉求。只有各机构之间相互协同作用，不忽视任何一方的职责，才能更好地完成配额制。
国家有关部门组织开展《可再生能源电力配额管理办法》的研究工作时指出，在“十二五”规划期间，各省份之间暂不可进行可再生能源交易。可再生能源证书交易本身作为一种配额制的配套机制，旨在通过市场为可再生能源产业提供激励资金，以更低的成本提供更灵活的义务，降低财政补贴压力。我国各省之间能源禀赋差异大，研究可再生能源证书交易机制对于完成配额指标、平衡地区间发展、提高资源利用效率来说是非常重要的。
具体来说，首先应按照国家总体配额公平地分配到各省或各地区；超额完成的省或地区可以在有关部门获得超额完成配额部分的证书，从而可以在证书市场进行交易；不能完成配额的省或地区可以通过证书交易完成配额。澳大利亚在证书交易机制中引入太阳能乘数方法达到资源多样化的目的值得借鉴，这种方法为成本较高的可再生能源电力提供多倍于实物量的证书，可以在一定程度上推动高成本的高新可再生能源技术发展。但值得注意的是，在证书交易运行机制中，切忌将认证机构与监管机构分开，使认证失去效力，美国加州的失败案例充分证实了这一点。
为保证配额制顺利实施，其他的配套机制也是不可或缺的。例如证书储蓄机制，可再生能源证书储蓄是指当年发行且未使用的可再生能源证书在未来一定年度内仍然有效。在发达国家的证书交易机制中，证书储蓄往往是不可或缺的，它是证书交易机制顺利实施的保障。再如，宽限期是指如果配额制义务人当年未能履行义务，其将有机会在规定的额外时间内补足差额。另外，监管处罚的具体措施、配额制的补偿机制、责任人份额标准的确定、跨区域输送电力方式的确定等都仍需完善。配额制的配套机制有很多，大部分我国尚未涉猎，借鉴发达国家的数据建立模型进行数据分析，找出规律，结合我国实际制定政策，才能更好地服务于配额制的实施。