21世纪经济报道记者雷椰 李德尚玉 北京报道
年终将至，回顾可再生能源绿色电力证书（简称“绿证”）的发展，这一年，中国绿证市场不仅呈现量价齐升态势，而且取得国际化突破。
据央视网，国家能源局新能源司司长李创军在COP30“中国角”新能源日主题边会上介绍，截至今年前9个月，我国累计的绿证发放量已经达到了70亿个。
日前，国家能源局综合司副司长、新闻发言人张星在第四季度新闻发布会上向21世纪经济报道记者表示，今年以来，绿证市场呈现量价齐升的良好态势，1—9月绿证交易规模5.29亿个，同比增长1.1倍；三季度绿证平均交易价格达到5.06元/个，较一季度增长210%，可再生能源电力的绿色环境价值进一步体现。
值得注意的是，绿证消费也存在着结构性难题——绿证消费仍待更多的“买家”。此外，有从业者向21世纪经济报道记者透露，有企业部分存量常规水电项目未能获得相应绿证。绿证如何从有量可卖转向有企业愿买，依旧是当前市场持续健康发展的重要议题。
（图源：21素材库）
2025年绿证市场量价齐升
绿证市场的活跃，得益于多重因素的共同推动。
根据国家能源局最新数据显示，2025年1—10月，国家能源局共计核发绿证24.78亿个，其中可交易绿证15.92亿个。
2025年绿证实现量价齐升，首先是政策与系统优化为供给奠定了基础。北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目分析师汪若宇向21世纪经济报道记者表示，绿证全覆盖政策实施以来，特别是2024年国家绿证核发交易系统上线运行后，绿证核发环节进一步优化，奠定今年绿证供给持续充裕的基础。此外，受RE100组织无条件认可、重点用能行业绿色电力消费比例完成情况核算等事件及政策影响，中国绿证市场需求今年以来明显升温。
值得注意的是，不同生产年份的绿证呈现出明显的价格分化。2025年10月，电量生产年为2024年的绿证单独交易平均价格2.56元/个，电量生产年为2025年的绿证单独交易平均价格5.22元/个。
汪若宇向21世纪经济报道记者表示，国际上对绿证零排放属性的使用年度要求不一。部分标准推荐绿证零排放属性的使用时间需与实际发电时间尽量接近，比如处于同一自然年内。在此背景下，部分企业为满足相关要求，倾向于优先采购当年度发电量对应的绿证。而不同发电年度绿证的供需特征差异可能间接影响其市场交易价格。
绿证市场的蓬勃发展，也离不开交易机制的持续创新。多年期绿电协议（PPA）、跨经营区绿色电力交易、分布式项目聚合参与绿色电力交易推动绿证的发展。欧盟中国商会副会长、中国碳中和五十人论坛秘书长、碳足迹产业技术创新联盟副秘书长王稚晟向21世纪经济报道记者表示，这些市场机制创新通过扩大交易主体、锁定收益和打通区域市场，为量价齐升提供支撑：多年期PPA可长期锁定电价和交易量，降低新能源投资风险，稳定绿证需求和价格。
“跨经营区绿色电力交易打破了区域消纳限制，扩大市场规模，平衡供需，提升交易活跃度和价格发现能力。”王稚晟进一步表示，分布式聚合参与交易将小规模分布式电源集中参与市场，提高交易量，增加市场流动性，强化绿色电力价值体现。它们一定程度上解决了融资难、交易分散、区域消纳不平衡、价格信号弱等痛点。
谁是真买家
量价齐升背后，值得关注的是谁在买绿证。尽管当前绿证需求在政策、企业承诺与供应链传导等多重因素驱动下显著增长，但绿证的消费潜力仍有待全面激发。
从供需交易来看，罗兰贝格副合伙人屈思啸向21世纪经济报道记者表示，领先企业自主承诺绿电目标、监管政策对高耗能行业强制要求、受下游客户等因素倒逼，是推升国内绿证消费的主要驱动因素。这与五类企业交织，构成了国内绿证消费图景的重要部分：
一是自主承诺降碳和/或绿电目标的跨国公司，其在华分支机构，尤其是生产基地，亦承担全球总部分摊的降碳及绿电提升子目标。
二是自主承诺绿电目标的国内企业，其部分市场在海外，或股权结构有较高的海外机构占比，较早制定了可持续发展战略与目标，涵盖了绿电部署目标。
三是钢铁、水泥、新建数据中心等国家强制要求制定绿电目标的高耗能企业。
四是下游链主客户开展供应链绿色管理的上游供应商，往往是服务国际领先的汽车主机厂、3C制造、鞋服消费品等国内供应商，应下游客户要求开展绿电配置。
五是出口制造型企业，一部分是应海外客户要求，另一部分通过间接方式认证（较低的）产品碳足迹，以便于向欧盟等市场出口，主要也都是由客户或政策倒逼而开展行动。
在上述五类企业中，钢铁、水泥、数据中心等行业受政策影响最为直接。中国电力科学研究院有限公司高级专家钟鸣向21世纪经济报道记者表示，强制绿电消费政策对钢铁、水泥等先行行业的影响是双重的。
一方面，它直接增加了企业的用能成本，因为绿色电力的采购价格通常高于常规火电，这对于那些能效水平较低、管理较为粗放的企业构成了较大的经营压力。
另一方面，这种政策也起到了“优胜劣汰”的市场调节作用。那些技术先进、能效管理出色的企业，能够通过提升自身效率来部分消化绿色溢价，甚至可能因为提前布局而在未来的低碳竞争中占据优势；而无法适应这一变化的企业，则可能因成本过高而逐渐被市场淘汰。未来，强制消费绿电的政策范围很有可能从当前的高耗能行业，逐步扩大到那些虽然单耗不高但能耗总量巨大的“次高耗能”行业。
今年，中国绿证在国际化道路上取得重要突破。国际最具影响力的可再生能源倡议RE100对中国绿证使用从“有条件认可”变为“无条件认可”。 在本次COP30上，中国绿证也是作为能源成果亮相大会。然而，绿证要真正实现国际化还需要走一段路。
屈思啸表示，一方面，国际规则普遍要求绿证具备小时级溯源、时空匹配及使用后强制注销等功能，我国绿证当前缺乏完善的全流程追溯和强制注销机制。在发行、交易等环节透明度有待进一步提升，且存在环境效益重复计算的风险，这导致了目前除RE100以外，中国绿证与国外绿证体系互认程度较低。
另一方面，当前我国政策未明确绿证与碳市场的抵扣机制，这使得绿证的环境价值需要通过较为复杂的认证手段才能与碳足迹挂钩，企业购买的绿证无法直接、简便地用于抵消碳足迹，进而降低参与国内碳交易的成本或降低海外“碳税”水平。
存量痛点待解
随着绿证普及，越来越多企业将其作为提升绿色竞争力的工具。然而，企业在实践中仍面临诸多挑战。有企业能源管理从业者向21世纪经济报道记者透露，尽管目前绿证发放量很多，部分存量常规水电项目未能获得相应绿证。
根据国家发展改革委等多部门联合发布的《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源电力消费的通知》，对存量常规水电项目，暂不核发可交易绿证，相应的绿证随电量直接无偿划转。对2023年1月1日（含）以后新投产的完全市场化常规水电项目，核发可交易绿证。
记者查阅《中国可再生能源绿色电力证书百问百答（2025年版）》发现，其中提到，存量常规水电项目依据不同电量交易方式进行绿证划转。其中，对于用能企业直接购买的，国家绿证核发交易系统依据电网企业、电力交易中心推送的电量交易结算结果，将电量对应绿证划转至用能企业账户；对于电网企业代理用户购电的，国家绿证核发交易系统将相应绿证划转至电网企业所在行政区域的省级绿证账户。
对于部分企业反映的存量常规水电项目相应绿证（非可交易绿证）未能发放的问题，钟鸣表示，存量水电早期开发成本较低，也曾享受电价补贴。根据现有规定，绿证的核发需要以电网企业或电力交易中心提供的“电量交易结算结果”作为依据，这是确保绿电来源真实可靠、防止造假的关键环节。如果缺少这个环节，即便项目产生了绿电，其环境属性也难以被国家认可并转化为有效的绿证。
存量常规水电绿证将有利于企业减排降碳。值得注意的是，有地方已经开始推动存量常规水电绿证无偿划转政策落地。云南颁发了全国首批存量常规水电绿证，贵州近期就建立存量常规水电项目绿证无偿划转机制公开征求意见。
绿证如何能从“成本项”转化为“价值项”，想开始但尚未行动的企业又该怎么入门？
屈思啸建议，目前中国绿证仍然是以履约性质为主，政策规定不可多次买卖，因而不具备交易属性。在此基础上，企业考虑部署绿证主要以应对监管、满足下游客户或自身承诺为出发点。
“具体而言，部署的绿证节奏与规模，要跟自身整体绿色低碳发展战略和目标相结合，并与自身的碳资产管理/碳排放数据管理系统打通，明确合理的需求规模。”屈思啸表示，值得强调的是，绿证是企业“电力绿色化”的最后一张牌，不建议滥用该手段。在考虑部署绿证之前，要充分考虑绿电采购、有条件的情况下绿色电力投资等举措；要充分认识到绿证是上述手段的有效补充，企业需要在充分考虑经济性和必要性的前提下合理部署。
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