北京
8月初，四部委42号令《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》正式施行，绿证同时扛起了"可再生能源消费凭证"和"消纳考核工具"两面大旗。文件第二十条写得明白：各省不得限制新能源参与跨省区电力市场交易或跨省区绿证交易。
全国统一绿证交易体系的大门，看似已经打开。但《南方能源观察》近期的封面报道揭示了一个微妙现实——交易权放开了，核算权却仍以省为界。在42号令落地的首年，绿证正在省与省的夹缝中，重新寻找自己的价格与流向。
送端省惜售：考核压力与产业招商的双重约束
我国可再生能源电力消纳责任权重以省级行政区域为核算边界。西北某新能源大省（区）曾因自身消纳责任权重压力，在考核前不得不从受端省高价买回绿证——这一行为与新能源物理流向背道而驰。
逻辑并不复杂：多签省间绿电合同，意味着本省达标难度增加。因此送端省倾向于通过抬高报价、缩减签约量、优先保障省内配置等方式，变相收紧外送规模。
更深一层，绿证还是隐性的"招商筹码"。电解铝、数据中心、化工等高耗能产业对低碳用电高度敏感，送端省用绿证留住它们，既能拉GDP和税收，又能就近消纳新能源电量。
北京电链科技双碳事业部总监郑颖判断，42号令落地首年，各省对"卖多少既不耽误本省达标又能换收益"缺乏经验，大概率采取保守观望，跨省绿证流通量将相对克制。
受端省认定壁垒：交易权与认定权分离
购证省这边同样不轻松。根据试行版的《非化石能源电力消费核算指南》，购证省通过绿证交易认定的非化石消费量有上限：由全年受入电量扣除跨省跨区输电通道配套化石能源发电项目交易电量、省间电能量交易已认定规模等因素共同决定。
超出上限购买的绿证，虽可服务于企业自愿消费等场景，但无法计入省级非化石能源电力消费量。
也就是说，42号令放开的是"跨省交易权"，而《核算指南》约束的是"认定规则"。交易可以跨省，核算依然以省为界。
机制绿证"沉睡"：政策约束下的供给收缩
136号文推动新能源全面入市后，另一重约束浮出水面。纳入可持续发展价格结算机制的电量，不再重复获得绿证收益，对应绿证统一划转至省级绿证账户。
这意味着两件事：一方面，发电企业已通过机制电价差价结算获得收益，缺乏继续推动绿证流转的动力；另一方面，省级账户里的绿证何时释放、如何分配，全国尚未形成统一规则，导致大量机制绿证长期滞留，业内称之为"沉睡绿证"。
供需两头一挤，价格信号立刻显现。广州电力交易中心数据显示，2026年第33周平台绿证交易均价4.99元/个，环比上涨12.9%；购入省份前五为广西、贵州、内蒙、广东、江苏。
国家能源局新闻发布会指出，2026年一季度绿证交易均价5.13元/个，同比增长2.17倍；其中2026年电量绿证均价7.76元/个，2025年为5.71元/个，2024年仅为1.51元/个——新旧绿证价差超5倍。
- 广东绿电每月环境权益挂牌基本都顶着价格上限，东部受端省的价格上涨压力可见一斑。
区域分化：统一大市场的一道考题
跨省惜售 + 机制绿证沉睡，共同压缩了市场供给。郑颖预测，若绿证供应大省惜售，东部企业将被迫更多回流省内采购；而西北、西南由于跨省出售受限，绿证可能积压本地、价格继续低位。
一边是上海、江苏、浙江、广东的价格上涨压力，一边是三北地区的低价积压——区域价格分化，几乎不可避免。
要打破这一僵局，业内普遍认为需要从四方面入手：
- 将专供跨区外送的绿电装机纳入受端省消纳责任权重考核，减轻送端省压力。
- 合理设置跨省交易认定上限，在送受端利益间寻找平衡。
- 尽快释放省级账户中的机制电量绿证，通过拍卖或按比例分配等方式进入市场。
- 加强42号令与《核算指南》的衔接，降低企业制度适应成本。
全国统一绿证交易体系的大门已经打开，但真正让绿证跨越行政边界，实现环境价值与市场价值的统一，仍是下一阶段改革最难回答的命题。
"突破省界"之所以难，难不在交易通道，难在如何建立一个激励相容的利益平衡机制——让送端省愿意卖，让受端省买了能认，让沉睡的绿证回到市场。
否则，跨省交易的政策闸门开得再大，绿证也终将在省界前停下脚步。
来源：中正能源ZoneSync
原标题：【行业观察】绿证的“省界”：交易闸门已开，核算边界仍在
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