為了促進我國光伏、風電等新能源產業發展引導全社會積極參與綠色低碳轉型，促進新能源電力行業在的中長期發展和解決補貼退出后的市場激勵問題，綠證制度和可再生能源消納權重、碳交易以及綠電等政策應運而生。
綠證：
我國2017 年起開始實施綠證交易，目前采取自愿交易，補貼目錄內的陸風和集中式光伏以及平價項目均可以申請。我國實施綠證制度的目的主要是減輕新能源補貼壓力和引導綠色電力消費觀，促進清潔能源利用。目前，處于自愿認購階段的綠證交易并不頻繁，處于有量無市的靜默階段。我們認為隨著碳中和的理念和價值觀持續的普及和深化，綠證代表的環境價值將會被更多人認知和重視，消費者購買綠證的積極性會明顯提升。而為了更好的發揮綠證制度的作用，綠證制度也有望得到進一步完善。
我們認為未來有三個可能的完善方向：1）綠證由自愿交易轉變為強制交易，由消費端強制承擔綠證成本；2）設計實質性激勵政策，鼓勵消費者購買綠電；3）取消配額制，配額的約束直接由綠證消納百分比完成。
配額制：
可再生能源消納責任權重（配額制）出臺主要是為解決我國可再生能源中長期發展責任問題，從需求側入手促進新能源行業發展。配額制的責任主體是電力消費者，通過電源消納結構引導行業發展。配額制配合綠證制度實施，為綠證定價并為新能源電力在平價時代獲得補貼提供交易對手和源動力。我國非水可再生能源消納權重將自2021 年起逐年提升，預計到2030 年時將達到25.9%。根據政策，各省非水可再生能源電力消納權重年均提升1.5%左右，并遵循“只升不降”原則。2022 年全國可再生能源消納量的最低預期值和實際完成值有望分別達到23382 億千瓦時和25037 億千瓦時，較2020 實際消納值分別增長了8.5%和16.2%。2022年全國非水可再生能源消納量的最低預期值和實際完成值有望分別達到11199 億千瓦時和12192 億千瓦時，較2020 實際消納值分別增長了31.1%和42.7%。
碳交易市場：
以減碳排為主，從供給側劃分碳排放權責，促進能源轉型？7 月16 日，全國碳交易正式上線，目前有2000 余家發電企業參與交易。
根據上海環境能源交易所數據，前十六個交易日，碳排放配額（CEA）收盤價均超過50 元，平均收盤價為54.0 元/噸，平均成交價為50.45 元/噸。
成交量方面：除去首日實現較大交易量外，其余交易日CEA 成交量整體呈萎縮態勢，日均成交量為13.6 噸（不含首日），若日常成交量維持在這個水平，以一年250 個工作日計算，全年CEA 成交量約3392 萬噸，以平均成交價50.45 元/噸計算，全年成交額將達到17.11 億元。
碳交易市場劃分了各行業碳排放權重，從供給側入手改變能源結構。以電力行業為例，碳交易市場運行后，碳價會與發電成本耦合，促進我國能源結構轉型。基于四方面原因，我們認為碳市場運行后中短期內優質火電企業受影響較小：1）為實現通過電價來引導用戶端使用低碳能源的目的，火電企業未來有望將部分碳排放成本傳導至終端，由電能消費者承擔；2）火電企業的減排改造進度在八大減排行業內位列首位，短期內減排壓力相對較小；3）主要火電能源集團內部都有大量新能源項目的儲備，可以提供CCER；4）火電角色向調峰角色轉變后，度電碳排放會提高，我們認為調峰產生的碳排放成本將由下游承擔。對于風光等新能源而言，在碳交易市場啟動后，新能源運營商作為二氧化碳減排和新能源電力的主要提供方，必定會增加收入成為主要受益者。
綠電綠色電力交易：
特指綠色電力的中長期交易，是由現有的電力交易中心組織的。交易的市場主體是電網企業、風電和光伏發電企業、電力用戶和售電公司。電力用戶是有綠電消費需求的用電企業，后續將擴大到電動汽車、儲能等。交易的產品為平價風電和光伏發電的上網電量，帶補貼的新能源交易電量不再領取補貼，以后擴大到水電。交易機制一是通過電力直接交易方式購買綠電產品，由電力用戶（含售電公司）與發電企業直接通過雙邊協商、集中撮合、掛牌等方式達成交易。二是向電網企業購買其保障收購的綠電，省級電網企業、電力用戶可以以集中競價、掛牌交易等方式進行。直接交易價格由發電企業與電力用戶通過雙邊協商、集中撮合等方式形成。向電網企業購買的綠電產品以掛牌、集中競價等方式形成交易價格。完全市場化綠電附加收益歸發電企業，向電網企業購買且享有補貼的綠電附加收益用于對沖政府補貼，其他保障上網的綠電附加收益專款用于新型電力系統建設工作。
