绿色电力证书是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，也是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。作为可再生能源电力消费的凭证，1个绿证单位相当于1000千瓦时的可再生能源电量，主要用于可再生能源电力消费量核算、可再生能源电力消费认证等。

　　目前，我国的绿证交易主要是依托于中国绿色电力证书交易平台及北京电力交易中心、广州电力交易中心开展。伴随其核发范围及市场交易规模的持续扩大，绿色电力证书有望为提升我国风电、光伏发电等可再生能源消纳能力、推动行业健康有序发展作出积极贡献。

　　（一）我国绿色电力证书影响力持续扩大

　　伴随“双碳”工作的日益深入，近年来，我国持续加大改革力度，健全完善绿色低碳循环发展政策体系，引导能源领域加快绿色低碳转型。

　　为加快形成能源绿色消费观念，2017年，我国开始试行绿证核发和自愿认购制度，并于2019年将风电、光伏发电平价上网项目纳入绿证交易范围，进一步扩大绿证覆盖面。

　　数据显示，从2017年7月到2020年底，全国累计核发绿证约3017万个，累计认购数量约为6700个，认购率仅有0.02%，市场活跃度较为低迷。为提升绿证消费需求，2021年1月1日，绿证作为配额制的重要组成部分从自愿购买转为强制购买，当年即核发绿证876.6万个，交易数量61.3万个，认购率升至7%。尤其是2022年8月，《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》明确了绿证是可再生能源电力消费量认定的基本凭证，且原则上可以转让，有效刺激了绿证市场的需求和流动性，在2022年的最后5个月核发绿证近1400万个，是前7月核发量的2.1倍；绿证交易量达757万个，是前7月交易量的3.6倍。

　　2023年，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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》，进一步明确了绿证的权威性、唯一性和通用性，并实现了对可再生能源电量绿证核发的基本全覆盖，我国绿电消费的公信力持续提升，消费需求持续扩大，对于推动能源绿色低碳转型、营造绿色消费环境、加快形成绿色生产方式和生活方式，助力经济社会全面绿色低碳发展具有重要的现实意义。10月12日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》提出，分布式新能源装机占比较高的地区推动分布式新能源上网电量参与市场。

　　目前，我国绿证已纳入国际绿电消费倡议1（100% Renewable Electricity，简称RE100）的认可范围，在国际社会和跨国企业间的影响力不断扩大，对我国企业参与国际市场竞争形成积极影响。



资料来源：根据公开资料整理

图1 我国绿证交易发展历程（2017—2023年）

　　　　

　　（二）我国绿色电力证书市场交易体制持续完善

　　1.绿证交易市场规模稳步扩大

　　从2017年首次启动至今，我国绿证市场大体上经历了自愿认购、消纳责任履行、消费量核算三个阶段。

　　其中，2017—2020年是自愿认购阶段，绿证仅向中央财政补贴目录内的陆上风电及集中式光伏项目核发，认购价格由买卖双方自行协商或者通过竞价确定，但不得高于证书对应电量的补贴金额，绿证售出后相对应的电量不再享受补贴。在这一阶段，由于政府定价相对较高且经营主体自愿选择，只有数量极少的新能源企业会选择放弃补贴而改为通过绿证来获取收益。数据显示，2017—2020年，我国绿证的认购率不足1%，经营主体认购意愿不强，市场交易流动性匮乏，基本处于“有量无市”的冷清状态。

　　2021年1月1日起，配额制下的绿证交易开始实施，我国绿证市场也进入了消纳责任履行阶段。在这一阶段，除了能够作为补贴替代，绿证还成为可再生能源消纳责任的两种替代性履行方式之一，市场规模实现明显增长。需要注意的是，在这一阶段，购买绿证并非企业达到能耗考核目标的唯一途径，绿证的市场交易激励机制和强制机制没有出现明显优化。从实际成交数据来看，2021年，我国绿证年度交易量613000个，实现明显上升，但整体交易率仍然偏低，认购率仍为个位数，仅达7%。

　　进入2022年后，绿证市场进入消费量核算阶段，其重要性、交易方式等得到了一系列国家政策文件的明确认可，市场规模及经营主体积极性实现大幅提升。2022年8月发布的《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》明确，绿证是可再生能源电力消费量认定的基本凭证，有效刺激了绿证市场需求及流动性，2022年7—12月核发绿证数量达前7月的2.1倍，绿证交易量达前7月交易量的3.6倍。2023年《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》的发布，实现了对可再生能源电量绿证核发的基本全覆盖，进一步为扩大绿电供给、促进绿电消费奠定重要基础。

　　根据国家能源局公布的统计数据，2023年，我国预计累计核发绿证1.76亿个，是2022年的7.8倍，市场规模稳步扩大，供需两侧潜力加快释放，为推动经济社会发展全面绿色转型作出积极贡献。



资料来源：根据公开资料整理

　　图2 我国绿证交易规模趋势（2017年7月—2023年9月）

　　2.中国“绿色供应链”日渐成型

　　试点工作启动以来，我国可再生能源企业参与绿色电力交易积极性持续提升，市场规模稳步扩大。

　　据北京电力交易中心公布的2022年9—12月交易数据，在绿证交易刚刚启动的前四个月，平台共收到有效双边交易意向211笔，实现绿证交易数量145.43万张。其中，黑龙江和吉林为国家电网公司经营区域的绿证主要售卖省份，两省合计交易量在绿证总交易量中占比达到四分之三；江苏、新疆为国家电网公司经营区域的绿证主要购买方，两省合计交易量在绿证总交易量中占比达到了74%。

　　数据显示，在这一阶段，浙江成为参与市场企业最多的省份，共有32家发电企业与30家电力用户合计成交交易50笔，成交电量超3亿千瓦时；而作为绿证交易量最大的省份，“用能大省”江苏省一省的交易量在总量中的占比就超过了半数，达到52.52%，为76.39万张，充分展现了市场交易在优化电力资源配置、扩大可再生能源电力消纳空间方面的积极作用。

　　作为全国首批开展绿证交易的试点省份之一，江苏省的可再生能源绿色电力证书累计交易数量在2023年8月就已突破100万张，达100.6万张，交易规模位居全国首位。

　　从地区分布来看，苏州、无锡等地的交易规模遥遥领先。尤其是苏州，截至2023年8月，全市累计交易绿证数量19.67万张，占全省交易总量近五分之一，交易数量规模领跑全国。据了解，苏州市绿证交易市场规模领跑全国的主要原因，主要是其外向型经济特征明显，行业景气度受国外产业链要求和碳关税影响较大，因此企业对消费绿色能源表现出了强烈意愿。

　　当前，苹果、谷歌、可口可乐、飞利浦、台积电等全球知名企业已陆续作出可再生能源绿色消费承诺，并带动其上游供应链企业不断加入。例如，伴随苹果公司公开承诺100%使用可再生能源，截至2020年，已有来自24个国家的超100家主要供应商承诺，供应其产品或产线使用100%再生能源，有效加快了全球绿色用能转型。同时，国内“双碳”及能耗双控工作力度的持续加强，也激发我国企业开展绿色用能、绿色消费的积极性显著提升。

　　其中，出口型企业为满足海外市场对产品生产绿色属性的要求，会主动提升绿电消费比重，以提升全球市场竞争力。而国内产品制造商也会全面提高产业链上游环节及本环节中绿色生产零配件的比重，以满足市场及政策对产品绿色环境价值越来越高的要求。

　　据不完全统计，目前，我国已有超7500家企业参与绿电消费，范围涉及制造业、采矿业、黑色金属矿采选业等高耗能行业，电力、热力、燃气及水生产和供应业等能源行业，以及金融业、批发和零售业、信息传输、软件和信息技术服务业等其他行业。伴随远景科技、隆基绿能、晶科能源、阳光电源、秦淮数据、远大集团等企业陆续加入RE100倡议，一条覆盖范围越来越大的中国“绿色供应链”日渐成型。

　　3.我国绿证交易形成双边协商、挂牌、集中竞价等交易方式

　　总的来看，我国绿色电力证书交易可以分为绿证单独交易及绿电交易两种模式。据国家可再生能源信息管理中心提供的数据，截至2022年，我国广东、江苏、上海、北京以绿证单独交易为主，占比均超过本省绿证总购买量的55%；宁夏、吉林、河北、山东、辽宁以绿电交易为主，所购绿电绿证均超过本省绿证总购买量的85%。

　　根据《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》要求，当前，我国绿证交易主要可通过双边协商、挂牌、集中竞价等方式进行。由北京电力交易中心发布的《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（修订稿）》，对交易方式进行了明确界定。其中，双边协商交易，是由购售双方自主协商绿证交易电量（电力）、价格、绿色电力环境价值偏差补偿方式等信息，通过绿色电力交易平台申报、确认、出清。挂牌交易，是挂牌方通过绿色电力交易平台申报交易电量（电力）、价格等挂牌信息，摘牌方摘牌、确认、出清。集中竞价交易，是市场主体购售双方均通过绿色电力交易平台申报交易电量（电力）、价格等信息，按照报价撮合法出清形成交易结果。同时，常态化开展中长期分时段交易的地区应按照相关规则，开展分时段或带电力曲线的绿色电力交易。

　　根据政策要求，享受中央财政补贴的项目绿证，在参与市场交易初期会主要采用双边协商及挂牌的方式，并尽快过渡到集中竞价方式。而平价、低价项目及自愿放弃中央财政补贴或中央财政补贴已到期的项目，则不会限制其绿证交易方式，交易所得收益归发电企业或项目业主所有。

　　（三）我国绿色电力证书面临发展瓶颈

　　1.项目补贴与市场交易活跃度高度相关

　　当前，我国核发的绿证可以分为补贴项目绿证和无补贴/平价项目绿证两种类型，其中补贴项目绿证的价格明显高于无补贴/平价项目绿证，这也导致两者市场交易量出现较大差距。

　　根据中国绿色电力证书交易平台提供的数据，2022年，带补贴风电项目的绿证每日成交价格均价为201.1元/张，平价风电项目的绿证每日成交价格均价为44.5元/张；这一价格差距在光伏绿证上体现得更为明显，带补贴光伏项目的绿证每日成交价格均价为622.8元/张，平价光伏项目的绿证每日成交价格均价仅为48.5元/张。

　　价格上的巨大差距，导致两类绿证的市场活跃度出现明显差异。数据显示，2022年，我国补贴项目绿证交易量约为250万个，其中无补贴项目绿证交易数量约781万个，超过补贴项目绿证交易量的3倍。截至2022年底，国内绿证累计交易量约1031万个，其中无补贴项目绿证交易量占比76%，占据绝对多数。

　　2.绿证交易国际公信力有待提高

　　近年来，国家相关部门相继出台一连串政策文件，明确将绿证作为我国可再生能源电力的消费凭证、从自愿认购转入强制市场，但我国绿证在国际市场仍存在权威性、公信力不足的问题。

　　究其原因，主要是目前绿证交易市场与碳交易市场在绿电环境溢价的方面存在重复计算的现象。两个体制之间还没能形成统一的电—碳市场计算标准，没能构建相对成熟的电—碳价格机制，导致碳排放成本无法顺畅传导至电价，既不利于我国电力体制改革的稳步推进，也对我国绿证走向世界造成一定阻碍。同时，我国绿色电力消费凭证、绿色电力交易凭证等地方性质“变种”绿证的大规模核发，也导致“一电多证”现象层出不穷，破坏了绿证的唯一性，使得中国绿证在国际市场未能树立足够的权威性和公信力，无法为我国产品出口提供可信证明。


　　绿色电力，简称绿电，一般指风电、太阳能发电、水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源电力。从本质上来说，可再生能源发电产生的电量与传统能源电量并无实质性差别。但在商品属性方面，由于可再生能源发电过程不产生或很少产生对环境有害的排放物（如二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物等），属于零污染、零碳排放，且不需要消耗化石燃料，相较常规的化石能源发电更有利于环境保护和可持续发展，因此其电量天然具备绿色属性、拥有环境价值。

　　绿色电力市场交易是以绿色电力为标的物的市场交易，用电企业可以通过购买绿色电量获得相应的消费认证，以满足企业进行绿色电力消费的需求。通过绿证与能源合同的捆绑，将环境价值属性并轨到电力商品的供给、定价和结算之中，绿电交易能够实现绿证环境属性价值的传递，全面反映绿色电力的电能价值和环境价值。因此，对于买方来说，完成交易不仅是获得其购买的电力，更重要的是获得了绿色电力自带的环境价值。

　　当前，持续扩大绿电交易市场规模、促进市场机制体制创新，有助于进一步激发社会绿电消费潜力、培养绿电消费观念，为推动可再生能源健康有序发展产生积极作用。

　　（一）我国绿电交易市场稳步增长

　　尽管全国性的绿电交易市场直到2021年才正式启动，但实际上，我国关于绿色电力参与市场交易的探索早已迈出脚步。

　　早在2018年，我国首个绿色电力交易规则——《京津冀绿色电力市场化交易规则（试行）》已开始实施。其后，又有浙江、云南、广东等多地陆续出台了地方性绿电交易试点实施方案，但交易规则一直未能在全国范围实现统一。2021年，国家发展改革委、国家能源局正式批复《绿色电力交易试点工作方案》，弥补了我国在这一领域的制度性空白，并为绿电交易在全国范围的启动奠定重要基础。

　　需要说明的是，在全国绿电交易正式启动后，已发布地方性试点方案的各地区也根据本地区能源、负荷特点，对当地市场交易规则进行了“定制性”完善。

　　例如，京津冀规则就对“当京津唐电网调峰受限时，电力调度机构应最大限度保证参与交易的可再生能源发电企业发电”进行了强调，以保障绿电交易优先于其他交易模式，在强调了绿电交易环境属性的同时，也为推动可再生能源发展、引导地区能源结构转型提供有力支撑。

　　2021年9月7日，我国首次绿电交易试点正式启动，来自17个省份的259家经营主体参加了此次交易，合计达成交易电量79.35亿千瓦时。此次交易的成交价格并不统一，主要是通过双边协商确定，其中国家电网公司经营区域的成交价格较当时中长期交易价格高出3~5分/千瓦时。其后，国家电网公司、南方电网公司陆续发布了各自经营区域的绿色电力交易细则，对市场成员、交易方式、结算方式等进行了明确界定，为绿色电力交易试点的启动构建制度体系，以支撑风电、光伏发电等可再生能源更好地发挥绿色环境价值。

　　进入2022年，伴随《绿色电力交易实施细则》《关于推动电力交易机构开展绿色电力证书交易的通知》《关于有序推进绿色电力交易有关事项的通知》等一系列政策文件的渐次落地，我国绿色电力交易政策体系不断完善，市场发展更加稳健。

　　2023年，《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》两份文件在上半年率先发布，明确提出要推动补贴项目参与绿电交易，加强绿电交易与绿证交易衔接，统筹推动绿电交易工作有序发展。8月，重磅文件《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》正式发布，绿证核发范围从陆上风电和集中式光伏发电项目扩展至全国风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目，基本覆盖全部可再生能源项目，并进一步明确了绿证的权威性、唯一性和通用性，对于推动能源绿色低碳转型、营造绿色消费环境、加快形成绿色生产方式和生活方式，助力经济社会全面绿色低碳发展具有重要现实意义。



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图3 我国绿电市场交易发展历程

国家能源局公布数据指出，2022年，我国新能源市场化交易电量达3465亿千瓦时，占新能源总发电量的38.4%，较2020年提高14个百分点。2023年，预计我国全年绿电交易电量611亿千瓦时，是2022年的10.5倍，实现交易规模稳步增长。

　　（二）我国绿电市场不同交易模式对比

　　1.绿电价格主要由市场供需情况决定

　　绿电市场价格，主要由电能量价格和环境溢价组成，这两部分分别体现了绿色电力的生产运营成本和环境属性价值，计算方式存在一定差别。其中，电能量价格执行燃煤基准价，环境溢价则是根据当月合同电量、发电企业上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定。简单来说，绿电的市场价格，并不是由政府直接确定，而主要是按照保障收益的原则，参考绿色电力供需情况，依靠市场化方式确定。

　　据北京电力交易中心提供的数据，目前，国家电网公司经营区域绿电的溢价幅度约为20.53~105.52元/兆瓦时，其中宁夏、福建、重庆、天津、上海、浙江、江西七地的成交价格相当于当地燃煤基准价上浮20%左右的水平。同时，电力供应紧张，也会在抬高当地火电交易价格的同时，带动绿电交易价格上涨。

　　从地区来看，当前，国家电网公司的平均绿电价格要比燃煤基准价每千瓦时溢价8分左右，南方电网公司的上涨幅度略低，每千瓦时溢价也要5~6分。

　　2.两大电网公司绿电交易规则对比

　　2021年8月28日，国家发展改革委、国家能源局正式复函《绿色电力交易试点工作方案》，同意国家电网公司、南方电网公司开展绿色电力交易试点。其后，两家电网公司分别开始了各自的绿色电力交易探索。

　　2022年5月25日，《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》率先发布，对绿电交易的定义、规则、机制等进行了明确。2023年8月，《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（修订稿）》发布，根据补贴项目参与绿电交易的最新政策对实施细则进行了修订，为国家电网公司经营区域开展绿色电力交易提供了规则引导。

　　2023年2月，广州电力交易中心会同广东、广西、昆明、贵州、海南等南方区域各电力交易机构联合编制印发《南方区域绿色电力交易规则（试行）》，为区域内绿色电力交易的有序运行提供了执行及操作指引。4月，《南方区域绿电绿证市场建设工作方案》出台，对绿电交易的规则和机制进行完善，进一步挖掘绿电消费潜力。

　　从两份文件来看，其相同之处在于都对绿色电力、绿色电力交易的适用范围、绿色电力市场参与方、交易方式、交易流程等内容进行了明确定义，同时对“优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量参与交易”进行强调，并根据经营区域的不同发展特色在多个细节体现差异。

　　历经两年探索，当前，国家电网公司、南方电网公司绿色电力交易运行机制日渐完善，交易品种更加丰富，支撑市场规模持续扩大，为推动可再生能源健康发展作出积极贡献。

表1 两大电网绿电交易规则对比



资料来源：根据公开资料整理

　　其中，据北京电力交易中心提供的数据，截至2023年8月25日，国家电网公司经营区域绿电交易量478.6亿千瓦时，较2022年全年增长215%。同时，自2021年9月绿色电力交易试点启动以来至2023年11月中，南方电网公司绿电交易电量累计超过120亿千瓦时，并有望在2023年年底前实现全域电力现货交易。

　　3.绿色电力省间交易与省内交易情况对比

　　从装机布局来看，我国风电、光伏发电多建设在资源禀赋好但经济水平相对落后、电力负荷相对较低的西北地区，与位于我国东南部的负荷中心出现区域错位。在这种情况下，大力发展绿色电力的省间及省内交易，成为缓解资源富集区与负荷中心的供需错配矛盾、优化绿色电能资源配置、推动资源优势向经济优势转化的一柄利器。

　　根据《绿色电力交易试点工作方案》《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》《南方区域绿色电力交易规则（试行）》等文件要求，我国开展绿电交易主要采用“省间与省内强耦合、批发与零售紧连接”的交易模式。其中，省间交易指电力用户或售电公司向其他省发电企业购买符合条件的绿色电力产品，旨在促进大规模资源优化配置。省内交易指由电力用户或售电公司通过电力直接交易的方式向本省发电企业购买绿色电力产品，旨在推动资源平衡。

　　近年来，我国能源主管部门及相关电网公司持续完善市场交易运行机制，为可再生能源电力参与市场交易构建了良好发展环境。同时，2021年11月，国家电网公司在开展跨区域省间富余可再生能源电力现货试点的基础上，编制并发布《省间电力现货交易规则（试行）》明确，通过市场化手段开展电力余缺互济、促进清洁能源大范围消纳，优先鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业参与省间电力现货交易，对于促进绿色电力的开发和利用、推动我国能源结构低碳转型具有重要意义。

　　当前，我国可进行绿电省间交易的机构只有北京电力交易中心和广州电力交易中心两个区域电力交易中心，其他各省级电力交易中心仅可进行省内绿色电力交易，或将跨省区交易信息提交至北京或广州电力交易中心后由其统一组织开展。

　　自交易试点于2021年9月正式启动，我国绿电交易市场规模迅速扩大。其中，据中国电力企业联合会公布的数据，2022年，我国绿色电力省内交易量227.8亿千瓦时，超过2021年交易总量的36倍。

　　2023年11月5—10日，第六届中国国际进口博览会在上海召开。据国网上海市电力公司相关负责人介绍，本次进博会通过省间绿电交易的方式，从来自安徽省的风电、光伏发电企业采购绿电800万千瓦时，覆盖了本届进博会展前、展中、展后期间的全部用电量，预计可减少碳排放约3360吨，也支撑进博会首次实现了100%绿电办展。

　　需要注意的是，目前，由于各省在开展绿色电力交易时会根据本省实际情况对交易品种、交易方式、交易流程、价格机制等详细规则进行调整，交易规则没有做到完全统一，在一定程度上阻碍了绿电省间交易的顺利开展，对绿电市场的长期持续发展已造成消极影响。

　　


作者：伍梦尧 来源：中能传媒研究院 责任编辑：jianping