证
我国2017 年起开始实施绿证交易，目前采取自愿交易，补贴目录内的陆风和集中式光伏以及平价项目均可以申请。我国实施绿证制度的目的主要是减轻新能源补贴压力和引导绿色电力消费观，促进清洁能源利用。目前，处于自愿认购阶段的绿证交易并不频繁，处于有量无市的静默阶段。我们认为随着碳中和的理念和价值观持续的普及和深化，绿证代表的环境价值将会被更多人认知和重视，消费者购买绿证的积极性会明显提升。而为了更好的发挥绿证制度的作用，绿证制度也有望得到进一步完善。
我们认为未来有三个可能的完善方向：
1）绿证由自愿交易转变为强制交易，由消费端强制承担绿证成本；
2）设计实质性激励政策，鼓励消费者购买绿电；
3）取消配额制，配额的约束直接由绿证消纳百分比完成。
配额制：
可再生能源消纳责任权重（配额制）出台主要是为解决我国可再生能源中长期发展责任问题，从需求侧入手促进新能源行业发展。配额制的责任主体是电力消费者，通过电源消纳结构引导行业发展。
配额制配合绿证制度实施，为绿证定价并为新能源电力在平价时代获得补贴提供交易对手和源动力。我国非水可再生能源消纳权重将自2021 年起逐年提升，预计到2030 年时将达到25.9%。
根据政策，各省非水可再生能源电力消纳权重年均提升1.5%左右，并遵循“只升不降”原则。2022 年全国可再生能源消纳量的最低预期值和实际完成值有望分别达到23382 亿千瓦时和25037 亿千瓦时，较2020 实际消纳值分别增长了8.5%和16.2%。2022年全国非水可再生能源消纳量的最低预期值和实际完成值有望分别达到11199 亿千瓦时和12192 亿千瓦时。
碳交易市场：
以减碳排为主，从供给侧划分碳排放权责，促进能源转型？7 月16 日，全国碳交易正式上线，目前有2000 余家发电企业参与交易。
根据上海环境能源交易所数据，前十六个交易日，碳排放配额（CEA）收盘价均超过50 元，平均收盘价为54.0 元/吨，平均成交价为50.45 元/吨。
成交量方面：除去首日实现较大交易量外，其余交易日CEA 成交量整体呈萎缩态势，日均成交量为13.6 吨（不含首日），若日常成交量维持在这个水平，以一年250 个工作日计算，全年CEA 成交量约3392 万吨，以平均成交价50.45 元/吨计算，全年成交额将达到17.11 亿元。
碳交易市场划分了各行业碳排放权重，从供给侧入手改变能源结构。以电力行业为例，碳交易市场运行后，碳价会与发电成本耦合，促进我国能源结构转型。基于四方面原因，我们认为碳市场运行后中短期内优质火电企业受影响较小：
1）为实现通过电价来引导用户端使用低碳能源的目的，火电企业未来有望将部分碳排放成本传导至终端，由电能消费者承担；
2）火电企业的减排改造进度在八大减排行业内位列首位，短期内减排压力相对较小；
3）主要火电能源集团内部都有大量新能源项目的储备，可以提供CCER；
4）火电角色向调峰角色转变后，度电碳排放会提高，我们认为调峰产生的碳排放成本将由下游承担。对于风光等新能源而言，在碳交易市场启动后，新能源运营商作为二氧化碳减排和新能源电力的主要提供方，必定会增加收入成为主要受益者。
绿电
绿色电力交易特指绿色电力的中长期交易，是由现有的电力交易中心组织的。交易的市场主体是电网企业、风电和光伏发电企业、电力用户和售电公司。电力用户是有绿电消费需求的用电企业，后续将扩大到电动汽车、储能等。
交易的产品为平价风电和光伏发电的上网电量，带补贴的新能源交易电量不再领取补贴，以后扩大到水电。
交易机制一是通过电力直接交易方式购买绿电产品，由电力用户（含售电公司）与发电企业直接通过双边协商、集中撮合、挂牌等方式达成交易。二是向电网企业购买其保障收购的绿电，省级电网企业、电力用户可以以集中竞价、挂牌交易等方式进行。
直接交易价格由发电企业与电力用户通过双边协商、集中撮合等方式形成。向电网企业购买的绿电产品以挂牌、集中竞价等方式形成交易价格。
完全市场化绿电附加收益归发电企业，向电网企业购买且享有补贴的绿电附加收益用于对冲政府补贴，其他保障上网的绿电附加收益专款用于新型电力系统建设工作。
交易当日，共成交了近80亿千瓦时的绿色电能全国共有超过250家发电企业
和电力用户参与。
知识小科普
绿色电力交易是指用电企业直接对接光伏、风电等发电企业，购买绿色电能，并获得相应的绿色电力消费认证。
国家发展改革委介绍绿色电力在电力市场交易和电网调度运行中优先组织、优先安排、优先执行、优先结算。
近期，绿色电力交易以风电和光伏发电为主，未来逐步扩大到水电等其他可再生能源。
目前开展的绿色电力交易由用电企业寻找省内符合条件的光伏、风电发电企业
进行协商后通过北京、广州电力交易中心的平台进行双边协商或集中撮合
并通过电网安全校验，形成最终交易当下
我国2017 年起开始实施绿证交易，目前采取自愿交易，补贴目录内的陆风和集中式光伏以及平价项目均可以申请。我国实施绿证制度的目的主要是减轻新能源补贴压力和引导绿色电力消费观，促进清洁能源利用。目前，处于自愿认购阶段的绿证交易并不频繁，处于有量无市的静默阶段。我们认为随着碳中和的理念和价值观持续的普及和深化，绿证代表的环境价值将会被更多人认知和重视，消费者购买绿证的积极性会明显提升。而为了更好的发挥绿证制度的作用，绿证制度也有望得到进一步完善。
我们认为未来有三个可能的完善方向：
1）绿证由自愿交易转变为强制交易，由消费端强制承担绿证成本；
2）设计实质性激励政策，鼓励消费者购买绿电；
3）取消配额制，配额的约束直接由绿证消纳百分比完成。
配额制：
可再生能源消纳责任权重（配额制）出台主要是为解决我国可再生能源中长期发展责任问题，从需求侧入手促进新能源行业发展。配额制的责任主体是电力消费者，通过电源消纳结构引导行业发展。
配额制配合绿证制度实施，为绿证定价并为新能源电力在平价时代获得补贴提供交易对手和源动力。我国非水可再生能源消纳权重将自2021 年起逐年提升，预计到2030 年时将达到25.9%。
根据政策，各省非水可再生能源电力消纳权重年均提升1.5%左右，并遵循“只升不降”原则。2022 年全国可再生能源消纳量的最低预期值和实际完成值有望分别达到23382 亿千瓦时和25037 亿千瓦时，较2020 实际消纳值分别增长了8.5%和16.2%。2022年全国非水可再生能源消纳量的最低预期值和实际完成值有望分别达到11199 亿千瓦时和12192 亿千瓦时。
碳交易市场：
以减碳排为主，从供给侧划分碳排放权责，促进能源转型？7 月16 日，全国碳交易正式上线，目前有2000 余家发电企业参与交易。
根据上海环境能源交易所数据，前十六个交易日，碳排放配额（CEA）收盘价均超过50 元，平均收盘价为54.0 元/吨，平均成交价为50.45 元/吨。
成交量方面：除去首日实现较大交易量外，其余交易日CEA 成交量整体呈萎缩态势，日均成交量为13.6 吨（不含首日），若日常成交量维持在这个水平，以一年250 个工作日计算，全年CEA 成交量约3392 万吨，以平均成交价50.45 元/吨计算，全年成交额将达到17.11 亿元。
碳交易市场划分了各行业碳排放权重，从供给侧入手改变能源结构。以电力行业为例，碳交易市场运行后，碳价会与发电成本耦合，促进我国能源结构转型。基于四方面原因，我们认为碳市场运行后中短期内优质火电企业受影响较小：
1）为实现通过电价来引导用户端使用低碳能源的目的，火电企业未来有望将部分碳排放成本传导至终端，由电能消费者承担；
2）火电企业的减排改造进度在八大减排行业内位列首位，短期内减排压力相对较小；
3）主要火电能源集团内部都有大量新能源项目的储备，可以提供CCER；
4）火电角色向调峰角色转变后，度电碳排放会提高，我们认为调峰产生的碳排放成本将由下游承担。对于风光等新能源而言，在碳交易市场启动后，新能源运营商作为二氧化碳减排和新能源电力的主要提供方，必定会增加收入成为主要受益者。
绿电
绿色电力交易特指绿色电力的中长期交易，是由现有的电力交易中心组织的。交易的市场主体是电网企业、风电和光伏发电企业、电力用户和售电公司。电力用户是有绿电消费需求的用电企业，后续将扩大到电动汽车、储能等。
交易的产品为平价风电和光伏发电的上网电量，带补贴的新能源交易电量不再领取补贴，以后扩大到水电。
交易机制一是通过电力直接交易方式购买绿电产品，由电力用户（含售电公司）与发电企业直接通过双边协商、集中撮合、挂牌等方式达成交易。二是向电网企业购买其保障收购的绿电，省级电网企业、电力用户可以以集中竞价、挂牌交易等方式进行。
直接交易价格由发电企业与电力用户通过双边协商、集中撮合等方式形成。向电网企业购买的绿电产品以挂牌、集中竞价等方式形成交易价格。
完全市场化绿电附加收益归发电企业，向电网企业购买且享有补贴的绿电附加收益用于对冲政府补贴，其他保障上网的绿电附加收益专款用于新型电力系统建设工作。
交易当日，共成交了近80亿千瓦时的绿色电能全国共有超过250家发电企业
和电力用户参与。
知识小科普
绿色电力交易是指用电企业直接对接光伏、风电等发电企业，购买绿色电能，并获得相应的绿色电力消费认证。
国家发展改革委介绍绿色电力在电力市场交易和电网调度运行中优先组织、优先安排、优先执行、优先结算。
近期，绿色电力交易以风电和光伏发电为主，未来逐步扩大到水电等其他可再生能源。
目前开展的绿色电力交易由用电企业寻找省内符合条件的光伏、风电发电企业
进行协商后通过北京、广州电力交易中心的平台进行双边协商或集中撮合
并通过电网安全校验，形成最终交易当下
