2017年1月，国家发展改革委、财政部和国家能源局联合发布了《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》，将在今年7月1日启动实施绿证电力证书(以下简称“绿证”)自愿认购，以建立绿证体系，为未来实施可再生能源电力配额考核和绿证强制约束交易打基础，根据文件，强制约束交易将在2018年起适时启动。绿证体系尤其是约束交易将涉及到交易方式、交易价格及组织管理等一系列问题，需要统筹考虑，特别是2017年我国将全面实施碳排放交易机制，如何建立和实施可再生能源绿证交易和碳排放交易这两个有利于能源绿色转型和温室气体减排的重要创新机制、实现绿证市场和碳市场的兼容协调发展，需要深入研究。
碳排放权交易制度是利用市场手段实现温室气体减排的工具之一，其本质是政府在总量控制的前提下将排放权以配额方式发放给各企业，减排成本高的企业可通过购买其他企业富余配额或核证自愿减排量的方式，以最低成本完成减排目标。
我国政府明确于2017年启动全国碳排放交易体系，覆盖钢铁、电力、化工、建材、造纸和有色金属等重点工业行业。根据要求，纳入碳交易体系的单位包括重点排放行业中2013-2015年中任意一年综合能源消费总量达到1万吨标准煤以上的企业法人单位或独立核算企业单位，对于超过5万千瓦装机的燃煤发电企业而言，年能源消耗量都大于1万吨标准煤，都将被纳入交易体系中。
从“两省五市”已经开展的碳交易试点效果看，试点省(市)普遍存在不同地区的交易规则不一致、推广难度较大，以及企业履约率低、市场活跃度差等问题。为此，初期碳交易市场主要在于着力建立健全碳排放权初始分配制度。国家确定各省排放配额总量，各省确定本省重点行业分配方法，并对配额实行部分免费发放和部分有偿发放方式，在初期以免费分配为主。碳排放权交易市场初期的交易产品为排放配额和国家核证自愿减排量。为了加强核查，国家要求排放单位按照企业排放核算与报告指南的要求，制定排放监测计划，履行配额清缴义务。
总的来看，全国碳排放交易与拟推出的可再生能源绿证交易存在相似性和相关性：
一是全国总量目标和责任主体履约目标都是由国家确定。国家气候主管部门拟根据全国碳排放强度(总量)下降目标、各省经济社会发展阶段和主要排放部门及减排潜力，采取“自上而下”和“自下而上”相结合的方式，确定纳入全国碳交易市场的主体和配额总量。国家能源主管部门根据支撑碳强度和排放下降目标的非化石能源比重目标，设定可再生能源及非水可再生能源发电量目标，并考虑主要发电技术和企业、各省经济发展阶段和可再生能源开发利用条件，设定纳入可再生能源绿证交易的企业主体(发电企业或售电企业)及非水可再生能源电力比重目标、各省可再生能源总量及发电比重目标。这两类目标具有相关性，需要协调制定，也可通过配额指标的上下浮动，最终调节各个企业的配额履行需求，进而影响到市场价格。
二是履行配额要求的方式相类。对于这两种机制，企业可以选择购买配额或证书的方式履行配额要求，也可以通过减排、生产或购买绿色电力的方式履行配额要求，企业通过衡量这两种方式的成本，通过选择较低的那种方式满足要求。在此过程中，碳配额价格及可再生能源绿证价格，将成为左右企业行为的主要因素。
三是电力企业均为履约责任和交易主体。由于电力产品具有单一性，也是我国重点排放行业，7个碳交易试点和全国碳市场都把电力部门纳入涵盖范围，在一些试点省(市)和目前全国碳市场方案中同时将发电(煤电)企业和电力用户纳入。目前已确定的绿证自愿认购机制下，绿证购买方涵盖各类机构和个人，本质上是电力用户;下一步拟推出的可再生能源绿证交易和履约主体目前尚未确定，一种方式是将煤电企业或化石能源发电企业作为强制责任主体，另一种方式是结合电力体制改革的售电侧放开，将售电企业作为强制责任主体。
四是可再生能源项目可产生核证自愿减排量(CCER)。碳排放市场中，交易产品除了配额之外，还包括核证自愿减排量。风电、太阳能发电、生物质能发电项目，在符合“额外性”要求并经适用“方法学”论证后，发电量可作为自愿减排量抵消减排企业的排放配额。但目前碳交易试点普遍规定，CCER使用比例不超过当年配额数量的5%。
但全国碳排放交易制度与拟推出的可再生能源绿证交易制度也存在着诸多不同之处：
一是核查难度存在差异。碳排放市场要求严格的核查程序和方法学。对于绿证交易而言，由于电量记录和核查相对容易得多，在施行过程中，起步也更加容易。
二是覆盖范围有所差别。在碳交易市场中，电力企业可通过购买其它行业的碳配额，达到履约的目的。但在可再生能源绿证交易市场，发电企业或售电企业只能购买绿色电力生产企业的证书满足要求。
三是市场价格形成机制不同。碳交易市场可通过拍卖形成一级交易市场价格，与二级市场供需形势共同形成二级市场价格;可再生能源绿证市场没有竞拍环节，以市场供需形成交易价格。政府均可以通过调整碳配额和绿证总量目标调控市场价格。但碳市场的初期以免费发送配额为主，如广东省2014年电力企业的免费配额比例为95%，只有5%的配额需要通过拍卖获得，这种方式极大地影响了碳市场价格，2015-2016年全国的碳市场价格徘徊在20-50元/吨的水平。对于可再生能源绿证交易制度而言，也可通过设定最低或最高限价的方式，对绿证价格加以约束。
四是增量减量存在本质区别。碳交易市场是设置“天花板”式的总量约束，再往下分配额度的机制，是确定了碳总量规模基础上的“自上而下”减量分配模式。可再生能源绿证机制是设置了比重指标，履约企业需要通过增加绿证持有量满足要求，绿证的总量存在持续增加的可能。
当前政策下，碳交易机制和可再生能源绿证机制是相对独立设计和实施的。不少可再生能源项目在开发端已经开发成CDM项目或注册成CCER项目，其减排量被开发企业拥有并可能出售交易;如果绿证交易制度实施，这部分电量同样可以申请绿证，而买走绿证的主体并不能用绿证来证明其降低了碳排放，否则会造成重复计算。因此未来对绿证的颁发和使用需要有更为明确的规定，并统筹考虑其价格约束的设定因素。
从长期看，如果全国碳交易市场已较为成熟，总量目标设置和分配方案合理，各地规则逐步统一，参与主体的碳排放数据较为明晰，省级及各地核查与配额清缴工作步入正轨，市场交易足够活跃，特别是可再生能源绿电证可同等被视为碳减排的依据，并从企业碳排放额度中抵减，则绿证制度可与碳交易市场逐步并轨。但从近期看，由于碳交易市场以达到预期目标状态运行还存在着一定不确定性，绝大部分碳配额属于免费发放，可用于抵减的“核证自愿减排量”项目需要经过较为繁复的“额外性”及指定方法学论证，总的合格数量难以满足全国规模化可再生能源电力发展需要。因而，依托于“碳交易”市场的建立，来持续增加可再生能源在电力和能源系统中的比重、推进能源系统绿色转型的目的，在短期内难以实现。但应积极推动可再生能源绿证参与碳交易市场、扩大可再生能源CCER项目抵消比重，并呼吁气候管理部门强化碳排放总量约束及有偿拍卖机制，提升可再生能源的经济竞争力，为可再生能源提供持续发展空间。
