特别报道 | 绿证市场重构

文/本刊记者 武魏楠

在供需结构与政策的修正推动下，中国绿证进入从象征性凭证向有价环境资产的转型期。

近年来，中国绿色电力证书（绿证）市场经历了从供给过剩到价格低迷的剧烈波动。2017年试点以来，绿证逐步覆盖了风电、光伏、生物质、地热等多种可再生能源发电项目。官方数据显示，2024年全国绿证核发量高达47.34亿张，同比暴增28倍，但交易规模仅为4.46亿张，年末累计交易规模5.53亿张，利用率极低。

如此巨大的供过于求导致价格持续走低，2024年末乃至2025年初，市场平均价格一度跌破3元/张的水平。然而，2025年4月起，随着一系列新政落地和市场变革，绿证价格开始稳步回升。官方统计称2025年上半年绿证交易均价达到5元/张，6月更升至6.5元/张，是年内最低点的4.4倍。这种价格的反弹，引发了市场和政策层面的高度关注。

价格的明显回暖，反映出绿证市场供需结构和政策环境发生了深刻调整。一方面，政府不断优化制度安排，扩大绿证核发覆盖面并完善全生命周期管理，力图通过闭环核发—交易—核销机制强化绿证的权威性和唯一性。另一方面，供给端增量项目在新的上网电价市场化改革政策的指引下被迫在补贴与绿证收益间“二选一”，引导可再生能源发电企业优先通过绿证实现环境收益。这些制度创新与市场化举措，使得绿证不再是配套凭证，而正在向“环境权益资产”转化。

国际规则变化也为中国绿证注入了外部需求。RE100组织在2025年3月宣布无条件认可中国绿证，提升了跨国企业对中国绿证的采购积极性，同时欧盟碳边境调节机制（CBAM）尚未承认中国绿证的抵税效力，迫使出口企业兼顾国内外两种绿证制度，促进了市场的活跃度。

2025年中国绿证价格回升的背后，有哪些内在逻辑和市场重构趋势呢？《能源》杂志将会首先梳理绿证制度框架与核发机制的演进，然后分析供需与价格走势，再探讨政策改革对交易逻辑的影响，最后审视国际互认与碳市场衔接带来的新机遇。

机制演进

中国绿证市场起步于2017年，在国家发展改革委、财政部和能源局等部门的指导下逐步完善制度框架。到2023年，《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作的通知》发布，标志着几乎所有可再生能源发电项目均纳入了绿证核发范畴。

这一政策明确：分布式风电、分布式光伏、光热、生物质、地热、海洋能等新投产项目都将核发可交易绿证；而对于2023年1月1日前投产的传统水电项目，其相应的绿证会“无偿划转”至政府专用账户，不可交易。

上述规定形成了明确的制度边界。所有可再生能源发电项目都应核发绿证，实现“全覆盖”目标；而传统存量水电项目由于补贴历史原因，暂时不直接影响市场流通。根据国家能源局介绍，2024年全国正式对常规水电等项目核发绿证，实现了核发范围的全覆盖。

核发机制方面，绿证已实现了高度自动化和闭环管理。根据国家能源局和电力交易机构提供的数据，绿证核发由国家绿证核发交易系统统一批量完成，不需要项目方主动申请。例如，2025年3月发布的意见要求“依据电网企业和电力交易机构提供的已建档立卡项目月度结算电量，逐月统一批量自动核发绿证，原则上当月完成上月电量对应绿证核发”。这一机制保证了核发效率，也杜绝了重复申领的问题，确保“绿证对应电量不得重复申领电力领域其他同属性凭证”。

在核发规则上，国内绿证实行与发电量1:1000千瓦时对应的原则，每兆瓦时可再生电力消耗产生一个证书。系统升级中，区块链和二维码等技术逐步应用以保障绿证全生命周期信息真实可靠、防篡改，进一步强化了绿证的权威性、唯一性和可追溯性。

除核发之外，交易机制也在持续完善。截至2024年年底，全国绿证交易市场主体已达约5.9万家，交易覆盖京津冀、长三角、粤港澳等主要经济区。交易方式包括单独交易和随绿电交易两种模式，电力交易合同中需要明确电能量和绿证数量、价格等要素。官方文件要求，不得重复补贴，鼓励未享受补贴的平价或弃补项目以竞价等多种方式交易，其交易收益归项目方所有；而享受中央补贴的项目初期以双边协商和挂牌为主，补贴标准按既定办法执行。另外，文件明确提出要完善绿证交易体系，推动全国统一的绿证交易平台建设，建立省级绿证账户，规范水电无偿划转机制。这些制度安排，意在规范交易流程、提升市场透明度。

尽管政策环境持续优化，但绿证市场仍面临着宏观调控缺失的问题。2024年发布的市场监管意见中提出，要健全绿证价格形成机制，加强价格监测并研究建立价格指数，引导绿证价格在合理水平运行。

这反映出当前绿证市场更多依赖供需双方自发博弈，缺乏类似碳市场的强制交易规则或价格干预机制。核发和交易自动化程度高，但政策的连续性和导向性尚存不确定性。

在此背景下，政府持续完善配套规则，如推动核销闭环、增加应用场景等，试图通过制度创新引导市场健康发展。总体而言，绿证制度体系已经形成，但仍在不断演进中，交易规则和监管方式将在实践中进一步趋于完善。

供需与价格

2024年，绿证市场出现了“量增价跌”的典型现象：核发量猛增而交易需求相对滞后。国家能源局数据显示，2024年全国核发绿证47.34亿张，同比暴增28.4倍，其中可交易证书31.58亿张，占比66.7%；同年全年交易量仅4.46亿张，同比增长3.6倍。交易量虽创历史新高，但与发行基数相比仍显得微不足道，整体呈现“供远大于求”的结构性矛盾。低利用率导致绿证市场价格持续低迷，一度跌至2019年以来的最低水平。

业内人士评价称：“2024年尽管交易量猛增，但相较巨大的核发基数，绿证总体供过于求导致行情疲软。这也是价格走低的直接原因。”统计数据显示，2024年4月绿证交易均价曾低至2.31元/张；全年平均价仅约5.6元，多数绿证甚至被“甩卖”到2.5元/张以下。

进入2025年，供需格局开始出现调整迹象。一方面，供给侧虽然依旧庞大，但呈现出新的特点。2025年上半年，国家能源局共核发绿证13.71亿张，同比增速回落至49%，其中可交易绿证9.58亿张。值得注意的是，可再生能源发电项目核发范围的扩展使得更多分布式光伏等小规模发电项目纳入绿证体系。截至2025年6月底，已有分布式发电项目8,927万个绿证核发入系统，尽管覆盖率仍有待提高，浙江、河南、广东等省份正在试点先行先试分布式绿证核发机制。这些努力提升了绿证的供给基础。另一方面，在需求端政策利好和市场主体自主意愿的双重推动下，用证需求结构性回暖。政府和研究机构开展“绿证走进粤港澳大湾区”、“绿证走进长三角”等推广活动，倡导制造业、公共机构乃至居民消费主体积极采购绿证，绿色低碳理念逐渐深入人心。更为关键的是，国家发布政策明确提出将重点行业的绿电消费比重纳入考核，并配合上市公司ESG报告等要求，各类电力消费主体开始主动承担绿证购买责任。一些省份甚至探索将绿证价格水平与履约信用挂钩，推动绿证从“配套凭证”向具有交易价值的“环境权益资产”转变。

价格走势方面，在需求边际改善的影响下，绿证交易价格总体呈现反弹趋势。国家能源局在2025年7月新闻发布会上披露，4月以来绿证市场活跃度提高，4月及之后价格出现明显回升，2025年上半年全国绿证交易均价约为5元/张，6月升至6.5元/张，比年内最低点高出4.4倍。这一数据与前述走势形成了鲜明对比。具体到月份，官方数据显示，2025年6月单独交易绿证平均价为3.40元/张（其中2025生产年绿证平均价高达6.48元/张）。7月单独交易均价稍降为4.61元/张，反映出了价格回升过程中的波动性。

有自媒体统计公开招标信息显示，9月，2025年份绿证平均价格区间5.75元/张，较8月2025年份绿证平均价格6.66元/张下降13.7%。

一些市场分析认为，年初库存消化结束后，新发绿证进入市场，以及制度强化了价值发现功能，共同推高了价格。与此同时，由于绿证不得二次交易，使得每张交易均意味着消耗了实际一兆瓦时的清洁电量，加剧了对价上涨的支撑作用。

总体来看，价格触底反弹符合市场预期。只要供需两端持续改善、制度环境稳定，价格有望回归与绿色电力环境价值相匹配的合理水平。

尽管价格上涨，但市场上仍存在流动性和结构性的问题。一方面，由于绿证是一次性凭证，持有后即被注销，缺乏二级流通空间，市场深度有限。部分行业存在企业为了锁定环保属性和补贴利益而减少绿证供应的现象，使得市场流通量难以大幅增加。

此外，有报道称在一些地区，绿电通过跨省通道输出时所对应的绿证，往往会被划入政府专用账户。这些证书无法被外企等最终用户用于合规。这类“通道绿证”和“补贴绿证”因不具备可交易属性而面临使用障碍。某些企业为达标不得不重复购买证书，增加了履约成本。当前，绿证市场尚未建立类似碳市场的宏观调控机制，价格更多靠市场形成，未来如何平衡供需、稳健运行仍是一大挑战。

规则变化

2025年绿证市场的价格变动背后，是上游政策环境和交易规则的深度调整。

今年1月，中共中央、国务院发布了《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（“136号文”），明确提出可再生能源电量参与可持续发展价格结算机制的，在市场外部分差价结算后，不再重复获得绿证收益。该条规定实质上要求增量可再生能源项目在固定补贴与绿证收益间二选一，切断了绿证与补贴双重获利的路径。

业内分析认为，此举使得市场机制价格（市场电价＋绿证收益）的综合收益优于传统上网电价，从而引导开发商偏好后者。据《能源》杂志了解，有企业测算，对于集中式光伏项目而言，在市场电价基础上加持绿证收入后的综合收益率较按机制电价可高出5%～15%。这一制度设计调整一方面稳定了增量项目收益预期，另一方面减少了开发商囤积“待售”绿证的动力，从而对市场供给形成了一定约束。

交易规则的完善，同样影响市场逻辑。国家意见要求完善绿证交易体系，加强全国统一平台建设，鼓励发电企业与用电单位签订中长期绿证购买协议。多地建立绿证长期购电协议示范园区、实施中央企业重点项目绿电采集等措施，有助于平滑需求冲击。此外，政策强调要支持代理机构参与分布式发电项目绿证的核发与交易，为分散式项目参与市场创造了条件。这些措施拓宽了交易场景和参与者类别，长远看能增强市场弹性。

不过，一些制度细节导致市场摩擦。有市场主体指出，尽管核发系统自动化，但核发政策与地方执行之间尚存在矛盾。部分地区在“可交易绿证”资格上仍有争议，如个别省份将部分发电企业的绿证列为不可交易或统一划入政府专户。这不仅导致绿证跨区域流通受限，而且使得例如在华的外资企业难以直接获得足够的绿证进行RE100认证。这类体制性障碍，增加了企业的履约难度与成本。

当前绿证尚未纳入强制交易市场，价格对冲和金融化工具的缺失，交易主体只能在现有定价下博弈。未来如何建立动态调节机制、缓冲供需冲击、引导价格回归合理区间，是政策制定者面临的课题。

总体而言，近期政策改革增强了市场供需匹配，也带来了新的结构性矛盾，需要政策与市场共同演进来逐步化解。

国际互认与碳市场衔接

在全球能源转型的背景下，绿证市场的国际化趋势日益显现。2025年3月，全球最大可再生能源倡议组织RE100发布最新技术标准，正式将中国绿证纳入认可范畴。根据《财经》报道，此次更新后，RE100成员企业在使用中国绿证时不再需要提交额外的环境属性证明，中国绿证从“有条件认可”升级为“无条件认可”。国家能源局新能源司副司长潘慧敏在新闻发布会上明确指出，RE100最新问答中已明确“使用中国绿证不需额外证明”，并在技术标准中将持有绿证作为绿色电力消费的要求之一。

这一国际规则的重大变化被视为中国绿证国际化的重要里程碑，将进一步提升全球对中国绿证体系权威性的认可，激励跨国公司加大采购力度。据报道，2024年第三季度，苹果公司已通过中国绿证覆盖其在华约85%的用电，实现了单季度2.3太瓦时绿电的凭证交易。随着国际认可度的提高，RE100会员和供应链企业将越来越倾向于采购中国绿证，以证明其可再生能源使用量。这对中国绿证的需求，是强有力的支撑。

与此同时，欧洲碳关税（CBAM）等国际贸易政策对中国绿证市场也产生重大影响。尽管中国绿证在RE100框架下获得承认，但欧盟的CBAM规定暂未认可中国绿证作为碳关税的减免凭证。根据欧盟最新规则，单纯凭借购买绿证并不能在出口产品的碳足迹或CBAM征税中获得减免。这意味着，中国企业在面对出口到欧盟市场的产品时，除了采购国内绿证以改善国内碳足迹外，还可能需要额外购买国际通用的可再生能源证书（如I-REC）来满足欧盟的要求。

例如，浙江海宁73家出口企业联合采购153.6万张绿证以优化碳足迹，但在欧盟体系下仍需要部署双轨策略，一部分企业通过集采I-REC与中国绿证组合采购的方式降低单价。这种“双证并行”的局面短期内仍将持续。未来随着中国绿证国际认证体系的完善，中国政府积极推动与国际组织对接，欧盟或许会逐步承认中国绿证的环境价值。但在此之前，企业需要应对复杂的国际认证规则。

除国际互认外，绿证制度与国内碳市场的衔接正在推进。官方文件提出，要研究推进绿证与全国碳排放交易机制、核证自愿减排（CCER）市场的对接协调。但在实际运作中，绿证主要用于电力消费的“间接减排”核算（Scope2），CCER和碳市场则关注绝对碳量的抵消，两者功能互补。

对此有专家指出，绿证的核心功能是鼓励绿色电力消费，而CCER更具金融属性，可用于抵消企业排放，两者协同可以更有效地助力“双碳”目标。例如，对于海上风电等项目，核发CCER减排量后对应的绿证可以根据完成减排情况进行核销，体现出制度间的联动。

展望未来，随着国内统一碳市场的持续完善和国际碳信用机制试点的推进，中国绿证有望与更广泛的碳资产市场实现衔接，为市场参与者提供更丰富的履约和投资工具。

市场展望

进入2025年，中国绿证市场正经历从“政策驱动”向“市场与政策双轮驱动”的深刻转型。一系列制度创新不仅拓宽了市场基础，而且引导着价格向价值回归。在此过程中，一些结构性问题亟待化解：完善流动性、提高利用率、降低交易成本，将是未来改革的重点。政府已经明确将建立绿证价格监测与指数制度作为指导目标，可以预见监管层将通过更多配套政策来平抑过度波动，维护市场秩序。

值得关注的是，在碳中和全球化的大背景下，中国绿证的国际地位正在不断提升。随着RE100等机构认可度的提高，以及“一带一路”绿色贸易的推进，中国绿证未来有望成为国际通行的绿色能源凭证之一。有行业研判认为，如果政策持续优化，国内绿证市场规模在2027年前突破千亿元规模并非不可能，届时将成为全球最大的绿证市场之一。

对于企业和投资者而言，理解绿证市场的逻辑变化至关重要。目前，绿证已经从单纯的“绿色象征”逐渐转化为带有真实市场价值的环境资产。企业在进行绿色能源规划和碳足迹管理时，应充分考虑绿证价格波动和政策风险，灵活运用长期购证策略和平仓工具来锁定成本。政府和监管机构则需要在监控市场波动的同时，加快完善市场规则，如推进跨省跨区交易常态化、鼓励金融机构开展绿证衍生品创新、强化绿证与碳市场及能源电价制度的协同，以推动绿证市场健康发展。

总体而言，中国绿证市场正站在重构的十字路口。只有通过持续的制度深化和市场参与者的共同努力，才能实现绿证“从国家标准走向国际标准”的战略目标，助力能源转型和经济绿色高质量发展。

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