到2030年，钢铁行业及其他若干高能耗行业的相关企业，必须证明其可再生能源在能源消费中的占比至少相当于全国平均水平。图片来源：SIPA Asia / ZUMA Press / Alamy

2025年3月下旬，中国的可再生能源绿色电力证书（简称绿证）一天一个价。

一个月前，它还在1元（绿色电力证书的单价一般指每张证书的价格，每张对应1Mwh电量）以下徘徊，到3月24日左右突破1.2元，3月27日冲至1.6-1.8元。5月30日，国家能源局数据显示，4月全国绿证交易平均价格为2.31元/个，环比增长63.24%，延续了3月以来的上涨势头。

在市场上急迫询价的，是大量来自广东的用电大户。这是由于广东省在2024年末出台了政策——将绿证交易对应电量纳入“十四五”地级以上市人民政府节能目标责任评价考核指标核算，实行以物理电量为基础、跨省市绿证交易为补充的可再生能源消费量扣除政策。这意味着，绿证在广东具有了需要即刻兑现的“刚需”属性，尤其是在当前节能减排最硬的考核关口——“能耗双控”的要求下。

广东的政策，与2025年3月6日的顶层政策信号形成强烈共振。这一天国家发展改革委等五部门发布文件，明确绿证将在高耗能行业实施强制消费，涉及钢铁、有色、建材、石化、化工等行业及数据中心。这份文件要求，到2030年，上述行业的绿色电力消费比例需原则上不低于全国可再生能源电力总量消纳责任权重平均水平（当前预计为35%左右），国家枢纽节点新建数据中心的绿电消费比例需在80%基础上进一步提升。

2023-2024年，中国调整绿证定位、使其成为绿色电力环境权益的主要载体之后，因为需求不够“刚性”，价格已经在低位徘徊了一年，单价低至0.7-0.8元，2024年底甚至有过0.15元/个的成交均价记录。但现在，上有强制消费的明确预期，下有工业大省直接纳入考核，绿证价格应声而起，无疑为市场注入了一剂强心针。

未来，中国需要绿证在电力生态中扮演更重要的作用。

从“情怀券”到绿色电力的电子身份证

中国绿色电力证书，最初是一张“情怀券”。

2017年诞生之初，它的定位是自愿认购、为新能源补贴提供替代。结果是到2020年，年均交易量不足3万个。风电企业宁愿等待政府补贴也不愿低价出售绿证，而用能企业则将绿证采购视为额外负担。需要实现绿电消费量或通过绿电来实施自愿减排的企业，也是首选国际绿证（International Renewable Energy Certificate，简称I-REC）。中国绿证市场的最初几年，几乎是处在休眠状态中。

变化始于2023年。

这年8月，政府明确绿证是中国认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。在此之前，绿色电力所负载的环境权益价值，主要是通过核证自愿减排量（China Certified Emission Reduction，简称ccer）来进入市场。但截止到2023年，中国CCER机制尚未完成重启。各方面因素，将绿证推上了前台，成为新能源电力的唯一“绿色”属性凭证。

此后一年多，市场的主旋律是“全覆盖”——让绿色电力都先办上“身份证”。

截至2024年底，全国可再生能源发电量‌3.46万亿千瓦时，占全国总发电量的35%‌。2024年全年累计核发绿证47.34亿个，覆盖电量为4734亿千瓦时，在可再生能源发电总量中占比约13.7%。‌

但供需失衡很快呈现出来。近几年绿证交易越来越多，价格却越来越便宜，规模和价格走出了截然相反的曲线。

到2024年，全国绿证的交易量仅占核发量的8.1%，市场供过于求的态势显著。企业观望情绪浓厚。

同时，区域和不同类型的供需失衡问题也较为突出。在中国东南沿海地区，外贸企业因应对欧盟碳边境调节机制（Carbon Border Adjustment Mechanism，简称CBAM）而对绿证需求旺盛，导致南方区域绿证价格明显高于西北地区。全国上半年绿证的平均成交价格为9.6元/个‌‌，但在西北地区如内蒙古、甘肃等省绿证均价长期低于3元/兆瓦时，部分时段出现“零溢价”‌。

在北方风光资源富集区（如内蒙古、宁夏），一方面本地消纳可再生能源的压力大，大量集中式电站历史项目也会签发绿证，因此绿证供给充足；另一方面，西北绿证外送难度大，需通过物理电网通道实现环境价值转移，输电成本（如跨省过网费、辅助服务费用）转嫁至买方，因此也抑制了交易积极性‌。而南方电网区域内通过已经顺畅的“西电东送”通道扩大绿电外送规模，2024年跨省交易占比超30%，绿色电力流通情况明显优于北方‌。由于供需和跨省传输的便利程度等因素的差异，南北区域的绿证市场持续分化。

强制交易将拉动多少需求？

中国的政策意图非常明确——激活环境价值，做实绿证的资产属性及流动性，从而盘活新能源电力市场生态。可能的羁绊被很快扫清，其中突出的例子是电碳权益的界定。

绿电环境属性具有电、碳两套资产价值路径，绿电是去碳市场实现绿色价值，还是在绿证市场？如何规避重复计算？如果二者并行，企业如何选择？CCER机制重启几个月后，官方一锤定音——给两年过渡期，之后新能源企业也不用纠结选择了，绿证将是可再生能源电量环境属性的唯一证明。

2025年2月，发改委、能源局发文明确风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场，明确上网电价通过市场交易形成。3月，绿证强制消费要求出台。

山东省太阳能协会常务副会长兼秘书长张晓斌对于新政用了这样的概括——“情理之中，意料之内”。当然是意料之内，2024年内就试水了针对电解铝行业设定绿电消费比例目标，实质也就是强制要求消费绿电，其中云南、青海、四川三省的比例目标被设定在70%。两年来的政策方向是统一的，不确定性只在于步子迈多大。

张晓斌的话，还有后半句——“涉及之广，影响之大“。

从用电量基数来看，2023年钢铁、有色、建材、化工行业合计或达到9亿个绿证需求，这些重点耗能行业增长基本到顶，所以绿证需求平稳。彭博新能源财经预测：到2035年，中国的数据中心绿证需求可能约3.2亿个。因此到 2035 年，二者合计对应12.2亿个绿证的需求规模，与2024年47.34亿的核发总量相比，大约占到25.77%。如果以5-8元/张的价格来估算，这部分市场规模将达每年61亿-97.6亿元。

对全球电力市场的重塑效应

还有一个重要的问题，就是中国绿证在多大程度上能够在国际市场流通。

2024年，4460亿千瓦时消费总量的成绩单，相较2023年增长3.6倍，让中国成为全球最大的绿证交易市场。中国绿证也必然引发全球绿色电力秩序的深度重构。

以往，中国进行出口贸易的企业更倾向于采购国际绿证，其在外贸供应链中的合规匹配性更强。

2025年3月，国际绿证I-REC正式退出中国市场，中国新能源企业以往签发的IREC存量用尽之后，在客观上更成就了中国绿证“一统江湖”。无论是技术服务方、资产所有者还是终端消费客户，都将不再纠结于国际绿证和国内绿证的选择。

绿证跨境交易占比也在上升中，除了欧盟成员国，其次就是东南亚方向。

中老铁路项目合作在协议中明确要求供电100%使用附带绿证的可再生能源电力。这是中国绿证首次被纳入跨境基础设施项目的强制性条款，通过协议锁定了绿证供应。

此外，中国在上海合作组织框架内推动绿证互认，例如俄罗斯、哈萨克斯坦等国企业已可通过人民币结算直接购买中国绿证，用于满足欧盟碳关税的合规要求。同时，广州电力交易中心未来将着力建设跨国跨境电力交易机制，绿证流通也必然是其中不可少的部分。总的来说，政策这一波强力拉升，让绿证暂时走出了2024年的价格低迷。前瞻来看，当前被快速拉起的价格势头，中短期内很可能还会经历震荡。目前2024年生产的绿证在市场上与2025年的“新出炉”绿证，价格分化还在加大。待前者在2025年底集中过期时，可能引发新一轮价格跳水。同时强制消费比例的具体考核机制、跨省绿证分配规则等尚未细化，市场仍然存有观望情绪，政策与市场还将持续磨合。

笔者预计，在强制消费政策全面落地后，2027年绿证市场将进入供需均衡阶段，价格将趋于稳定。待价格、国际互认和流动性具备一定基础以后，围绕绿证的金融衍生品将成为关注重点。到这一阶段，中国绿证面临的挑战将是核发效率、链上数据互通、数据治理、金融衍生化风险、虚拟电厂等新模式的标准适配和应用普及。