图1. 2024年各省（自治区、直辖市）绿证核发情况

（来源：《中国绿色电力证书发展报告（2024）》）

图2. 2024年集中式项目绿证分类核发情况

（来源：《中国绿色电力证书发展报告（2024）》）

（3）绿证价格通过市场调节逐步回归合理区间

2024年，中国绿证市场经历断崖式下跌，供需严重失衡是核心动因。一方面，政策推动绿证核发范围从陆上风电、集中式光伏扩展至分布式光伏、生物质能等全可再生能源类别，导致全年核发量飙升。另一方面，企业消费意愿不足，绿证交易量仅4.46亿个，消费率不足10%。同时，绿证有效期缩短至2年，引发历史存量证书抛售，价格出现暴跌，绿证的环境价值被严重低估。

2025年绿证价格实现回升，强制政策考核和国际认可提高成为关键驱动力。今年是“十四五”收官之年，各省能耗双控履约节点也快速提振了绿证需求。例如今年3月，广东省集中采购了数千万张2024年份的绿证，用于能耗抵扣，以完成月末“能耗双控”的年度考核。

与此同时，中国绿证获RE100无条件认可，跨国企业及国内供应链加大采购数量。如此大规模的采购量带动绿证价格跳涨，原本每张仅0.8元的绿证，在一个月内翻涨三四倍。截至2025年7月，当年生产的绿证价格也保持在每张8元左右。

图3：2024年与2025年绿证交易均价趋势图

（来源：广州电力交易中心，环保桥内部研究）

1. 双控转型与多域渗透：中国绿证制度深化及多行业覆盖路径

（1）从能耗双控到碳双控，绿证衔接开启转型新篇

政策要求，到2025年，高耗能企业电力消费中绿色电力占比不低于30%。2024年，已对电解铝等行业提出绿色电力消费目标比例要求，并明确使用绿证核算。同时，各省级能源主管部门按照消纳责任权重积极推动可再生能源电力建设，结合地方实际制定实施方案及配套政策，加强绿证与能耗双控政策有效衔接，将绿证交易对应电量纳入“十四五”省级政府节能目标责任评价考核指标核算。2024年用于满足省级能耗双控指标考核的绿证总量约在3-4亿张。

“十五五”期间，我国将着力推进由能耗双控向碳排放双控的全面转型新，将碳排放强度降低作为约束性指标，启动碳排放总量核算，不再将能耗强度作为约束性指标。这意味着绿电、绿证与碳排放的衔接将会更加紧密。

强制市场范围持续扩大：除要求钢铁、有色、建材等高耗能行业到2030年绿电消费比例不低于全国可再生能源消纳责任权重平均水平外，数据中心也被纳入强制消费范围内，国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例在80%基础上进一步提升。这表明绿证和绿电消费的重点将更进一步地向工业生产、经贸、数字等消费领域延伸。

（2）零碳园区+ESG披露，绿电强制消费迈向多领域渗透

例如，2025年2月27日浙江省政府印发《浙江省推动碳排放双控工作若干举措》提出，在构建产品碳足迹管理体系中加强绿色电力证书在重点产品碳足迹核算体系中的应用，目标到2025年底、2030年底分别完成产品碳标识认证应用10个、50个，并推动与长三角、粤港澳等区域数据库、碳标识的互认共享。此外，绿证已成为企业产品或产业链绿色电力消费、报告碳足迹、完成ESG披露报告及履行社会承诺的重要工具。

2. 从国际接轨到全民参与：中国绿证的自愿消费生态构建

（1）从RE100到中国绿证：国际标准本土化的市场转向

根据2024年6月发布的《2023年中国绿色电力（绿证）消费TOP100企业名录》，国家能源集团、国家电投、中国石化、巴斯夫等国内外知名企业在绿色电力消费排行榜中位居前列。

可再生能源消费倡议RE100最新年度进展报告显示，2023年RE100企业在中国的总用电量为304.56亿千瓦时，可再生能源使用总电量为97.55亿千瓦时。此前RE100企业在中国主要采购非捆绑能源属性证书（如I-REC）。随着国际绿证I-REC于2025年3月后退出中国市场，2025年5月气候组织（The Climate Group）正式宣布RE100全面认可中国绿色电力证书。未来，RE100企业及供应链采购非捆绑源属性证书将以中国绿证为主导，预计这部分自愿消费绿证总量将在1-2亿张。

（2）政策创新与补贴激励：构建绿证全民消费生态圈

为充分发掘绿证市场的潜力，政策制定者需持续完善激励机制，进一步提升市场主体购买绿电的动力，如全面推广100%绿色标签制度（即给100%使用绿电的下游企业的产品或服务提供绿色认证）；推广绿色充电桩，支持新能源汽车充绿电，让电动汽车成为真正的新能源车；推动绿色电力消费与建筑融合，建设一批高比例消费绿色电力的绿电建筑、绿电社区；推动电网企业、绿证交易平台等机构创新交易方式，为居民采购绿证、消费绿电提供更多便利，加大激励力度，将绿色电力消费纳入绿色家庭、绿色出行等评价指标；研究建立以绿证为基础的绿色电力消费分档分级标识等。

其实，用绿证作为核算绿色电力消费目标并非首次提出，去年新设立了电解铝行业的绿色电力消费比例目标，已经使用绿证核算，下一步将要扩大到更多的强制消费行业与自愿消费场景。绿证标准化程度很高，交易模式简单，不受电力市场交易模式的限制，能够让大部分的消费者参与支持可再生能源的发展。

绿证消费在一些地区也得到了政府层面的补贴支持，如2024年10月，宁波市能源局公示了绿证购买资金补助审核结果，对符合条件的企业进行财政补贴。北京中关村延庆园也对注册并实现100%绿电使用的实体企业，给予每千瓦时0.01元的补贴，每家企业年度补贴上限为50万元。

1. 绿证市场挑战：分散化运作模式导致的需求脉冲性与市场不可预测性

绿证在强制市场中的核心功能是支持可再生能源消纳责任权重和能耗双控考核目标的落实。然而，由于尚未建立全国统一的绿证管理与披露机制，各省市为完成可再生能源消纳责任权重和能耗双控考核目标，往往采取突击性采购策略。省级政府的绿证采购计划、进度及规模缺乏透明度，市场参与者无法获取实时数据预判供需变化。例如，部分省份为应对年度考核，常在截止期限前集中释放采购需求，导致绿证价格短期内剧烈波动。这种脉冲式需求不仅扭曲价格信号，更迫使企业被动承担交易风险：难以提前规划采购预算、锁定合理成本，甚至因价格跳涨被迫推迟绿电消费计划。地方割裂的采购行为本质上将绿证市场割裂为多个封闭的“政策履约池”，削弱了全国市场的流动性和稳定性，阻碍绿电环境价值的有效传导。

各省市独立运行的绿证采购体系缺乏统一的数据归口和交叉验证机制，存在同一绿证被重复计入不同主体减排成果的风险。例如，某企业采购的绿证既用于完成本省能耗双控考核，又被用于申报产品碳足迹，造成环境权益的重复计算。这类核算问题主要源于绿证核发与注销信息未接入全国性平台，无法实时追踪流转状态。这不仅虚增绿电消费总量、误导政策决策，更影响绿证的公信力。当市场主体无法确认绿证代表的减排量是否真实唯一时，交易意愿将显著下降，最终制约绿证市场化进程。

2. 数据公开透明的必要性：以全国碳市场为参照

提升绿证强制市场透明度的可行路径之一是借鉴全国碳市场的经验。碳市场通过建立统一的登记结算系统和数据披露规则，实现了配额分配、交易量、履约进度等关键信息的实时公开（如发布年度排放报告、企业履约名单及交易量统计），有效帮助市场主体形成稳定预期。

绿证市场可建立类似的台账系统，汇总已建档立卡的可再生能源项目信息、绿证核发量、交易流向等数据，并定期更新各省份的考核进度。此类透明化举措不仅能增强市场信心，还可通过数据共享避免重复计算问题风险（如绿证与碳市场的衔接场景），为跨部门政策协同提供基础。

3. 分类分级披露信息：实时掌控市场供需变化

绿证市场的信息披露应涵盖全生命周期数据：

• 供应端：公开可再生能源项目的装机容量、实际发电量、绿证核发比例及注销记录。

• 需求端：披露各省份的消纳责任权重目标、当前完成进度及绿证采购情况。

此外，在考核周期的中间节点（如季度或半年度）应发布预警机制，对进度滞后的省份进行公示以督促其调整策略。技术层面，可通过升级国家可再生能源信息管理平台整合数据，并与电力交易中心、碳市场登记系统互联互通（例如，自动同步绿证交易数据至省级能耗双控考核系统以确保一致性）。此框架实施需要国家能源局、发改委等多部门联合制定标准，明确数据报送责任和公开边界。

当前核发数据还缺乏细化的技术类型分类和年份标注，制约了市场运行效率。由于无法区分不同技术类型（风电、光伏等）、不同月份的绿证存量，导致交易双方难以精准匹配供需、价格信号失真。建议在时间维度明确标注各月份项目发电对应的核发量。每月同步公开对应月份及技术分类下的已交易数量，通过“总量-交易量”动态对比，实现存量数据精细化，使市场清晰掌握未交易绿证的分布结构与流动性变化。

1. 机制结算项目的筛选逻辑：低度成本敏感性与风险规避导向

136号文确立的“机制结算电量不重复获取绿证收益”规则，实质上为新能源项目设置了收益路径分岔口。选择机制结算的项目通常具备两种特征：一是初始投资成本优势显著，其度电成本已降至0.2元/千瓦时以下，对绿证附加收益依赖度低；二是融资结构偏好稳定性，国企或主权基金投资的项目的债务契约往往要求现金流可预期性，机制结算提供的标杆电价比绿证市场波动溢价更具确定性。

2. 绿证供给总量减少，推动差异化定价

该规则对绿证市场的影响体现在：从供应总量来看，低成本与偏好稳定性的项目会优先选择机制电价结算，其电量不再产生绿证，大幅压缩绿证供给源头；从结构上看，低成本项目退出绿证市场将抬高剩余供给的成本曲线；在质量方面，选择进入绿证市场的多为边际成本较高的分布式光伏、海上风电等项目，其环境权益更具稀缺性，推动绿证从“均质化商品”向“分级化产品”进化，为绿证差异化定价奠定基础。

3. 新能源投资从规模导向价格竞争

136号文深刻重构了新能源项目的经济型评估标准。增量项目的收益保障从“保量保价”的刚性模式，转变为需通过省级年度竞价获取机制电价资格的竞争模式。机制电价的竞争方式将倒逼投资者在项目开发前端即需精准核算成本，低价优质资源获得政策倾斜，而高成本项目面临边缘化风险。而补偿方式则将倒逼新能源企业提升其自主运营能力，降低对机制电价这一额外收益的依赖性。

从电力市场角度讲，机制电价会满足大多数新能源项目的投资回报需求，逐步剔除少部分投资高、运营高的劣质项目。从新能源项目运营者角度讲，其重点关注自身对机制电价的需求以及行业内的机制电价出清水平，合理确定机制电价报价空间。

展望2026年，伴随绿证库存逐步出清、四大高耗能行业配额考核启动，绿证市场将步入“价量齐升”的新周期。这不仅为新能源运营商带来环境收益增量，更通过机制电价与绿证的制度协同，有效保障优质新能源项目的投资汇报，引导社会资本开发优质资源。在此转型过程中，政策通过市场化机制筛选项目，对投资选址、技术成本控制、市场预测能力提出更高要求。提前布局高效资产、智能运营能力与绿证策略的企业，将主导新一轮产业价值链分配。