绿证制度经历四个发展阶段，最终明确其唯一性、流通性和权威性。绿证制度四阶段分别为补贴绿证、平价绿证、绿电交易下的绿证、绿证地位确定。
补贴阶段从2017 年7 月至2019 年1 月平价绿证项目进入市场，2021 年1月开始实行配额制，2021 年9 月国家开展绿色电力交易试点，探索“证电分离”、“证电合一”的可行性，2023 年8 月*文件，标志着绿证制度完善，地位确定。配额制形成的强制购买市场使得2021 年绿证认购率从0.02%上升至7%，2022 年8 月三部委发文明确“绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证”，2022 年8~12 月，绿证核发量近1400 万个，是当年前7 个月核发量的2.1 倍；绿证交易量达757 万个，是前7 个月交易量的3.6 倍。
截至2023 年9 月22 日，今年绿证已核发8092 万张，交易量3813.5 万张，认购率达到47.13%，在政策引导和市场推动下绿证市场逐渐活跃，平价风电、光伏项目核发绿证占比达到69.02%、83.67%，2021 年至今环境权益价格自0.05 元/千瓦时平缓下降至0.04 元/千瓦时。
绿电交易将于绿证交易长期共存、优势互补。绿色电力交易是电力市场化交易的绿证，价格机制分别明确电能量价值及环境权益，是消纳绿电的直接方式，交易电力的同时提供绿证。在绿证地位没有确立前，我国以绿电交易作为主要手段、绿证交易作为补充措施，共同构成绿色电力的市场价值体系。
因绿电交易体现了环境价值在供给侧和需求侧的传递效果，前期市场认可度及流通性高，自2021 年9 月开始到2022 年底，全国累计绿电交易电量达到518.66 亿千瓦时，远高于2021 年和2022 年两年绿证总交易量103 亿千瓦时，随着绿证的主要作用从最初减轻新能源补贴压力、完成消纳权重，逐渐扩大至作为可再生能源消费核算基础，今年的绿证交易量有明显的上升趋势，截至2023 年9 月22 日，绿证交易对应电量已达到381.35 亿千瓦时。两者在不同交易机制下的价值逐渐趋同，绿电交易中的环境权益定价将等同于绿证成交均价。
“配额+绿证”形成强制*易市场，从消费测促进新能源行业发展。可再生能源消纳责任权重可以解决我国在可再生能源中长期发展中面临的消纳责任问题，以省级为单位、年为周期进行消纳责任权重考核，设定额度从消费侧限制非可再生能源使用、促进可再生能源消纳，同时开展超额消纳量与绿证交易市场，为平价时期新能源发电项目获得环境权益提供交易对手、缓解补贴延缓发放带来的现金流压力。
强制性分配碳排放权，CCER 重启增加配额抵消储备。碳交易市场核心任务是为了降低碳排放，政府对各高排放行业及企业划分排放权重/碳配额分配，参与实体的实际排放量与发放量差距产生盈余或不足，形成碳排放权的供需，利用市场化手段对配额进行定价，从而形成碳交易流通，并通过不断缩减配额量，实现行业和总量的减排。自全国碳交易市场上线至2023 年9 月26 日，我国CEA 市场累计交易量2.85 亿吨，成交均价为48.84 元/吨，三年成交均价分别为42.85、55.3、62.23 元/吨，共形成约140 亿体量的交易市场。CCER作为碳市场中CEA 的抵消清缴工具，因施行过程中存在温室气体资源减排交易量小、个别项目不够规范等问题，于2017 年3 月起暂停CCER 项目备案，因此碳配额第二个履约周期可用的存量CCER 项目有限，76%的存量CCER项目来自可再生能源电力企业。近期国家重启CCER 信号开始频繁释放，可再生能源企业不仅为碳市场提供增量CCER，也扩大了实现环境价值的市场交易规模范围，促进行业持续的发展。
碳、电市场不断完善机制、扩大规模，两者联动对低碳发展有重要意义。在我国碳市场初级阶段，拟纳入电力、钢铁、建材、航空、有色、石化、化工、造纸等八个高排放行业，发电行业作为首个纳入全国碳市场的行业。生态环境规划部在2023 年5 月召开“扩大全国碳市场行业覆盖范围专项研究”工作会议，认为当前碳市场扩容条件已基本成熟，并在6 月陆续召开石化、建材、钢铁行业纳入全国碳市场转型研究工作会议。碳市场和电力市场不断完善机制和扩大规模，为碳-电市场有效联动提供基础，进而促进能源结构转型。
从用户侧看，部分地区*绿电零碳排放政策，使用绿电不计碳排放，导致用电侧碳配额富余、碳价下降；从发电侧看，国家在碳价下降后收紧碳配额使碳价回升，并增加化石能源发电成本，从而影响其在电力市场中的报价，让有碳排放的电源品种承担更高的成本，推动发电侧转型。
风险提示：宏观经济下行风险、政策推进不及预期、用电量需求下滑、装机量不及预期、市场电价波动风险、模型假设偏离预期等。
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