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就电力交易方面说，欧洲特别是德国的可再生能源优先并网发电有着硬性规定和模型原理—Merit Order，这方面在我国也是经常被提出和探讨的问题，但实际履行性和保障性还待论证提高。我国电力市场建设随电改脚步的加速逐步推进，就市场构建方面有与欧美市场原理有相通之处也保持了中国特色，并且带动一批售电公司发展。但当下基于初期市场规则的售电套餐及合约模式还较为单一，对可再生能源发电市场化这一欧洲国家尚在推进话题来说，如何推进我国可再生的市场化还在起步，绿电售电更是空白。
碳交易方面，全国碳市场的建立很早前便被讨论，其本身的交易体系和产品类型还未完全明确，故与绿证之间的关联还不能完全做出定论。可以区别的是二者之间的设计出发点，碳交易中的碳配额与核证碳减排当量设计目的旨在控制生产发展中的温室气体排放值；而绿证的推行解决的是可再生能源发电发展问题，较火力发电来说可再生能源发电产生的碳排放较少，在减排和环保方面可以理解为碳减排体系的子集小分支。欧洲部分国家一些中小型企业在不足以拿到碳配额EUA的前提下利用非配额制的绿证来做碳足迹抵消减少。但是绿证与核证碳减排当量CER（或CCER）之间不认为可以重复申请与交易。绿证面向的控排端在于发电企业，而碳证面向的则是各行各业。此外，我国新颁布的《环境税》对二证的冲击，对绿证交易附加价值也存在潜在关联。
最后，中欧绿证书面设计的内容基本相同，但实质确大有区别。欧洲国家的绿证认购方主要在处于B端的发用电企业，这一方面源于内部指令和各国法律的硬性规定，一方面也是企业整体优化竞争的需要。绿证的交易形式多以采用拍卖为主，也可场外交易，但是交易平台多在电力交易中心而非绿证核发机构，这也许与上面提到的绿证电能合并交易模式有关。
纯绿证交易模式及其价格索引
如图给出了现有规定下的虚拟交易情景假设。电能到用户处无法实际辨别发电类型来源，不论是传统还是可再生能源发电都可以简单理解为将汇入一个电力池中并被传输分配。而这里的绿电供应商指独立于发电企业之外的第三方供电局或售电公司或发电企业下属销售部门。电能的流向本身因不涉及物理交割没有发生改变。绿色属性转让即不拿补贴的可再生能源电站申请绿证核发并通过出售获得绿证价格。
其中的关键点在于绿证价格和所谓绿电价的确定。绿电供应商提供有绿电属性的电力合约，一方面像新能源电站支付可再生能源附加及绿证价格，另一方面向实际传统电力供应商支付传统电价。在国家可再生能源附加和其它政府基金一定的前提下，在输配电价逐步核准的情况下，对欧洲推行绿证绿电的国家进行分析将或对如何使诸如此类交易变得合理有意义提供借鉴。
欧洲国家中实行绿电配额制的国家有英国、意大利、瑞典、挪威、波兰及罗马尼亚，其它国家的绿证交易只是电力来源标识规定下的自由交易。绿电强制配额和绿证有着相似之处，但是绿证和绿电配额交易是互不相通的，绿证持有不可以抵消绿电配额。从二者价格区别上可以更加明确这一点，图左是北欧斯堪的纳维亚水电站从2010到2014年间的绿证价格发展，基本在0.2欧/MWh到0.8欧/MWh之间浮动，其中2011年3月的福岛第一核电站事故刺激绿证价格大幅上抬（紫色折线），随后又归于平稳。图右是2006到2012年挪威的绿电配额elcert价格，最高可达38欧/MWh（376SEK/MWh）。绿证及绿证强制配额价格间的巨大差异与政策推行的目的达成呈正相关，却又影响强制配额执行方的利益发展，所以二者之间的平衡点或者其它创新或许可成为新的模式。
