为推动绿电消费，助力实现 “双碳” 目标，我国系统性构建了以碳市场、绿电交易市场和绿证交易市场为核心的绿色电力交易市场体系，其中碳市场交易碳配额，绿电市场交易绿电（含绿证价值），绿证市场交易绿证。 1）碳市场：全国碳市场自 2021 年启动（此前部分省份碳市场早已开始运行），其交易标的为碳排放配额，实际操作中由政府确定碳排放总量目标，给纳入碳市场的行业限定碳排放配额（即碳排放权），排放主体因实际经营情况的调整导致碳排放配额的余缺，需要到市场上对碳配额进行自由买卖交易即为碳交易。 2）绿电市场：绿电交易是电力中长期的一部分，交易电能量价值的同时交易绿证，根据2024 年 7 月，发改委发布的《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》，绿色电力交易是指以绿色电力 1和对应绿色电力环境价值为标的物的电力交易品种，交易电力同时提供国家核发的可再生能源绿色电力证书（以下简称绿证）；根据2024 年4 月国家能源局组织起草的《绿色电力交易专章（征求意见稿）》，绿色电力交易电能量部分与绿证部分分开结算，电能量部分按照跨省区、省内市场交易规则开展结算，绿证部分按当月合同电量、发电企业上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定结算电量，根据可再生能源发电项目每月度结算电量，经审核后统一核发，并按规定将相应绿证划转至发电企业或项目业主的绿证账户。
3）绿证（GECs）交易市场：绿证是证明绿色电力环境属性的标准化工具，其依托中国绿色电力证书交易平台，以及北京电力交易中心、广州电力交易中心开展交易，交易标的为可再生能源绿色电力证书，1 个绿证单位对应 1000 千瓦时可再生能源电量；本质上，绿证是可再生能源绿色电力的“电子身份证”，作为绿色电力环境价值的唯一凭证，绿电交易之所以能表征绿色环境属性也是因为其同时成交绿证。这两者的区别在于，绿电交易为“证电合一”模式，受电网架构限制，需要交易双方有电网物理通道连接，绿证交易为“证电分离”模式，不受电网物理连接约束，在全国范围内自由交易。4）此外，交易品种中还有 CCER：其全称为国家核证自愿减排量，是指对我国境内可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化核证，并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记的温室气体减排量，其主要用于全国碳市场重点排放单位履约，从碳市场的清缴机制来看，重点排放单位需在履约截止日期前，提交不少于自身实际排放量的配额用于履约，若实际排放量高于配额，重点排放单位可以通过碳市场购买碳排放配额，或者通过购买CCER抵消碳排放量，不过其抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%。
全国碳市场自 2021 年启动后，原定八大行业纳入碳市场，至今仅纳入电力、钢铁、水泥、铝冶炼四大行业，碳市场扩容进度较慢。我国碳市场于2021 年7 月16 日正式上线，期初仅有发电行业重点排放单位纳入，其已经历经两个履约周期；2025 年3 月，生态环境部正式印发《全国碳排放权交易市场覆盖钢铁、水泥、铝冶炼行业工作方案》（以下简称《方案》），明确将钢铁、水泥、铝冶炼三大重点行业纳入全国碳市场，覆盖温室气体排放量新增约30亿吨二氧化碳当量，占全国总量的比例从 45%跃升至 60%以上，碳市场正式实现扩容。从过去两年的履约表现来看，碳市场交投活跃度显著上升，交易价格稳中有升。据上海环境能源交易所数据，2024 年，全国碳市场碳排放配额年成交量1.89 亿吨，年成交额181.14亿元，截至 2024 年底全国碳市场 CEA 累计成交量 6.3 亿吨，累计成交额430.33亿元，我国碳市场已成为全球最大碳市场。
从近几年发展来看，碳市场最大的变化在于对下游用户不再核算间接排放，其意味着碳市场与绿电完全脱钩，碳市场扩容不能对绿电需求产生影响。根据国际常用碳排放核算规则，碳排放核算分为三个范围。其中，范围I 指企业生产过程中产生的直接排放，范围 II 指企业购买电力、蒸汽等产生的间接排放，范围III 指企业价值链中的其他间接排放。是否纳入范围 II 在不同政策下规则不同，例如欧盟碳市场EU-ETS在核算碳排放时仅把范围 I，也就是直接排放纳入碳市场进行管控，但碳关税（CBAM）在核算碳排放时覆盖间接排放。
期初，我国多个省市级碳市场在核算重点企业碳排放量时把范围II 间接排放纳入碳市场，其主要考量是原来发电上网价格和终端用户电价基本都执行政府定价，碳价无法从发电端顺畅传导至用户端，认为将电力用户间接排放纳入碳市场有助于推动用户节能。以旧版《企业温室气体排放核算与报告填报说明（水泥熟料生产）》为例，水泥行业二氧化碳年度排放量=燃料燃烧产生的二氧化碳排放量+过程二氧化碳排放量+净购入使用电力和热力产生的二氧化碳排放量之和； 其中净购入电力产生的二氧化碳=净购入电量*全国电网平均排放因子，而净购入的电量中要扣除直供非化石能源电量、自发自用非化石能源电量、自产电量。从公式中我们分析，在核算排放时，若使用直供非化石能源电量将直接减少净购入电力产生的二氧化碳。
后来这一规则在 2023 年 10 月 18 日生态环境部发布的《关于做好2023-2025年部分重点行业企业温室气体排放报告与核查工作的通知》中进一步明确，文件明确在核算企业层级净购入电量或设施层级消耗电量对应的排放量时，直供重点行业企业使用且未并入市政电网、企业自发自用（包括并网不上网和余电上网的情况）的非化石能源电量对应的排放量按0计算；通过市场化交易购入使用非化石能源电力的企业，需单独报告该部分电力消费量且提供相关证明材料，对应的排放量暂按全国电网平均碳排放因子进行计算。即明确仅有“直供电和自发自用”的绿电，其电力碳排放可以以 0 进行计算，其余方式（例如市场化购买绿电）仍采用电网排放因子计算，与其余电源无异。
但认可间接排放这一点在过去几年受到了很多行业人士的诟病，认为“电力间接碳排放进市场将导致重复核算付费”，即从发电到用电过程中产生的同一碳排放，在发电侧燃煤电厂等需要购买配额支付碳排放成本，到用户侧受管控用户将同样需要购买配额并再次支付碳排放成本。 受此影响，2024 年生态环境部办公厅印发《全国碳排放权交易市场覆盖水泥、钢铁、电解铝行业工作方案（征求意见稿）》，其中在温室气体管控范围方面，只提出“化石燃料燃烧、工业过程等产生的直接排放”，并未涉及间接排放，意味着未来我国全国碳市场不再核算间接碳排放，这也就导致“因为使用绿电而形成的更低的间接碳排放”不再受到认可，碳市场与绿电正式脱钩。
根据我国生态环境部在《碳排放权交易管理办法（试行）》（下称“管理办法”）中的定义，CCER 是指“对我国境内可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化核证，并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记的温室气体减排量”，其用来标记温室气体减排量，控排企业向实施“碳抵消”活动的企业购买CCER可用于抵消自身碳排放量（抵消上限 5%）。 实际上，我国温室气体自愿减排交易市场最早启动于 2012 年，后因交易量小而停滞，2024 年再次启动。2012 年 6 月，国家发改委通过印发《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，正式启动了首轮温室气体自愿减排交易市场的建设，并于2015 年启动交易。2017年，由于市场交易量小、部分项目不够规范等原因，发改委暂停了对CCER项目的审批备案。签发暂停后，存量的 CCER 仍可在地方碳市场上交易，但数量有限，直到2024 年CCER全国统一交易市场才正式启动。 目前国内被认可的 CCER 方法学主要有 6 种。方法学是指导温室气体自愿减排项目开发、实施、审定和减排量核查的主要依据，即被官方政府认可的方法学，可以前往申报CCER。2023 年 10 月 24 日，生态环境部发布了首批 4 项温室气体自愿减排项目方法学，分别为造林碳汇、并网光热发电、并网海上风力发电、红树林营造，2025 年1 月3 日，生态环境部发布第二批 CCER 方法学，共两项，公路隧道照明系统节能和甲烷体积浓度低于8%的煤矿低浓度瓦斯和风排瓦斯利用。这些项目可以委托相关机构对减排量进行核查，经注册登记系统登记的项目减排量称为“核证自愿减排量”，单位以“吨二氧化碳当量”计。
2025 年 CCER 开启交易，首批交易以海上风电和光热发电项目为主。生态环境部3月26 日举行新闻发布会提到，全国温室气体自愿减排交易市场首批核证自愿减排量完成登记，开始进行交易，根据生态环境部的数据，首批上市交易的“CCER”由位于江苏、甘肃等地的 9 个海上并网风力发电或并网光热发电项目产生，共计 948 万吨二氧化碳当量，首日成交了 74.88 万吨，成交金额 6024.17 万元，成交均价 80.45 元/吨，与前述碳配额交易价格相差无几。截至 2025 年 3 月 25 日，CCER（中国核证自愿减排量）累计成交量达133万吨，成交额为 1.05 亿元。 CCER 与绿证双重认证问题得到解决，海上风电 CCER 受到欧盟CBAM的认可。过去，由于 CCER 涉及双重权属认证问题（以海上风电项目为例，其既可以申请核发绿证，也可以委托机构认证 CCER），导致国际市场认可度低。2024 年 8 月，国家能源局综合司、生态环境部办公厅发布关于做好可再生能源绿色电力证书与自愿减排市场衔接工作的通知，“对于深远海海上风电、光热发电项目，拟选择参加绿证交易的，相应电量不得申请CCER；拟申请 CCER 的，在完成自愿减排项目审定和登记后，由国家能源局资质中心‘冻结’计入期内未交易绿证；在完成减排量核查和登记后，由国家能源局资质中心注销减排量对应的未交易绿证，并向社会公开信息”，这一举动解决了 CCER 与绿证项目可能重复获益的问题，其在国际市场上的认可度大幅提升，进一步推动价格提高。目前，海上风电CCER因欧盟CBAM认可溢价至 120 元/吨，而林业碳汇因审核严格维持 80 元/吨低位。
碳电分离后，下游用户购买绿证（或绿电）的底层需求与碳市场脱钩，目前主要与政策要求相关，我们梳理了当前下游用户购买绿证（或绿电）的主要驱动力：
1）地方政府完成可再生能源电力消纳权重考核
2019 年，国家发改委、国家能源局联合印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，对各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重，指按省级行政区域对电力消费规定应达到的可再生能源电量比重，包括可再生能源电力总量消纳责任权重和非水电可再生能源电力消纳责任权重，满足总量消纳责任权重的可再生能源电力包括全部可再生能源发电种类；满足非水电消纳责任权重的可再生能源电力包括除水电以外的其他可再生能源发电种类。
从计算公式上看，非水电消纳责任权重=(预计本区域生产且消纳年非水电可再生能源电量+预计年净输入非水电可再生能源电量)/预计本区域年全社会用电量。各承担消纳责任的市场主体以实际消纳可再生能源电量为主要方式完成消纳量，同时可通过以下补充（替代）方式完成消纳量：①向超额完成年度消纳量的市场主体购买其超额完成的可再生能源电力消纳量；②自愿认购可再生能源绿证，绿证对应的可再生能源电量等量记为消纳量。我们分析：每年发改委都会向各省发布可再生能源电力消纳考核指标，包括可再生能源消纳责任权重指标和非水可再生能源消纳责任权重指标，其中消纳量核算包括从其他承担消纳责任的市场主体购买的消纳量或购买绿证折算的消纳量，即购买绿证可以帮助完成可再生能源消纳责任权重考核，但当前各省新能源装机增速较快，其自身缺口量可能较少。
2）完成各省能耗双控中的能源消费总量和能源消耗强度考核
2021 年，国家发展改革委发布《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，明确对能耗消费总量和能耗消费强度进行管控，即能耗双控，这对于部分高耗能占比较高的省份影响较大。2022 年 11 月国家发改委等三部门发布《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》，提出以各地区 2020 年可再生能源电力消费量为基数，“十四五”期间每年较上一年新增的可再生能源电力消费量，在全国和地方能源消费总量考核时予以扣除。
2023 年 8 月国家发改委、能源局进一步发布《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》，提出可再生能源消费不纳入能源消耗总量和强度控制； 2024 年 2 月，国家发改委发布《加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》，提出在“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核中，将可再生能源、核电等非化石能源消费量从各地区能源消费总量中扣除，据此核算各地区能耗强度降低指标；同时明确绿证交易电量扣除方式，指出“参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易对应的电量，按物理电量计入受端省份可再生能源消费量；未参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易、但参与跨省绿证交易对应的电量，按绿证跨省交易流向计入受端省份可再生能源消费量，不再计入送端省份可再生能源消费量。受端省份通过绿证交易抵扣的可再生能源消费量，原则上不超过本地区完成“十四五”能耗强度下降目标所需节能量的50%。”在此影响下，以青海、浙江、上海为代表的省份购买绿证的积极性大幅提升，根据电联新媒的数据，2024 年上半年，浙江绿证交易 1683 万张，上海交易绿证超过1500万张，同比均大幅提升。
3）部分省份：出台政策鼓励或强制省内高耗能企业消费绿电
内蒙古：2024 年 7 月，内蒙古发改委发布《建立高耗能企业可再生能源电力强制消费机制的若干措施》，明确：1）合理确定存量高耗能企业可再生能源电力消纳责任权重目标，2025 年高耗能企业全覆盖；2）实施新上高耗能项目可再生能源电力消纳承诺制，用能结构以电力为主且可再生能源电力消纳责任权重达到 50%的高耗能项目，在达到能耗强度要求的前提下，不需全额落实能耗指标；3）对已审批在建和待建高耗能项目追加可再生能源电力消费承诺。 宁夏：2024 年 9 月，宁夏发改委发布《关于优化电力交易，打好“百日攻坚战”的通知》，每月对高耗能单位产品能耗达到标杆水平或先进水平，且可再生能源消纳比重超过40%（其中绿证不少于 15%）的企业组织认定，满足 6 个月要求的经认定后，次月即动态调出高耗能电价企业名单。
4）部分行业强制消纳绿电：电解铝、数据中心等
2024 年 2 月，国家发改委发布《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接，大力促进非化石能源消费的通知》，强调鼓励各地区实行新上项目可再生能源消费承诺制，加快建立高耗能企业可再生能源强制消费机制，合理提高消费比例要求；2024 年 5 月，国务院关于印发《2024—2025 年节能降碳行动方案》的通知，明确“十四五”后两年新上高耗能项目的非化石能源消费比例不得低于20%；到2025 年底，电解铝行业可再生能源使用比例达到 25%以上； 2024 年 7 月，国家发改委印发《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》，到2025年底，国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超过 80%； 2024 年 8 月，国家发改委印发《关于 2024 年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，首次下发各省 2024 年、2025 年电解铝行业绿色电力消费比例，各省电解铝行业绿色电力消费比例在 20%-70%之间；同时指出按其年用电量和国家下达的绿色电力消费比例核算应达到的绿色电力消费量，以持有的绿证核算完成情况。
2025 年 3 月，国家发展改革委等五部门发布关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见。其中提出，依法稳步推进绿证强制消费，逐步提高绿色电力消费比例并使用绿证核算。加快提升钢铁、有色、建材、石化、化工等行业企业和数据中心，以及其他重点用能单位和行业的绿色电力消费比例，到 2030 年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；国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例在80%基础上进一步提升。在有条件的地区分类分档打造一批高比例消费绿色电力的绿电工厂、绿电园区等，鼓励其实现 100%绿色电力消费。将绿色电力消费信息纳入上市企业环境、社会和公司治理（ESG）报告体系。 这一政策的出台意味着未来将有更多高耗能行业纳入绿电强制消费政策体系，为绿电消纳扩展更多的行业场景。 总的来看，我国绿电/绿证强制消纳政策从省级层面下沉至企业层面，有望深度挖掘绿电绿证消费需求。从上述政策分析来看，当前省级层面受到可再生能源消纳责任权重和能耗双控的考核要求，企业层面受到绿电强制消纳要求（例如数据中心、电解铝，其他重点用能单位等），我国正在逐步丰富绿电绿证消费场景，为后续进一步发挥绿电绿证环境价值奠定基础。
在全球减碳承诺背景下，国际上对于可再生能源电力消费政策较多，影响较大的主要有三个：CBAM 碳边界调整机制、电池法案和 RE100，本章我们重点梳理国际减碳政策要求，分析国内企业应对之法，重点分析绿电、绿证的使用场景差异。
1）CBAM 碳关税：绿证不被认可，绿电理论上被认可，CCER 能否抵消需要受到审查
欧盟的碳边界调整机制（CBAM），是基于欧洲现有的欧盟排放交易体系（EU-ETS）下，针对部分进口商品的碳排放量所征收的税费，简单来说就是通过CBAM对同量的碳排放在欧盟领域内外的价格差异进行调整，使欧盟内外的同量碳排放所需支付的价格基本持平，其本质是欧盟将气候政策转化为贸易壁垒的工具——既保护本土产业免受“不公平低碳竞争”冲击，又倒逼全球供应链加速脱碳。该政策已于 2023 年 10 月1 日开始试运行，2027年1月 1 日正式起征，并在 2034 年之前全面实施。 CBAM 覆盖行业：目前包括水泥、钢铁、铝、肥料、氢和电力六大类，其会对这些进口商品征收碳关税，按照其碳排放量扣减欧盟同类产品所获得的免费配额，乘以欧盟碳市场上的碳价，最后减去在进口国已经缴纳过的相关费用，即公式为：
CBAM 费用=CBAM 证书价格×碳排放量=上周 EU-ETS 平均结算价×（产品碳排放量-欧盟同类产品已获免费配额）；实际缴纳费用=CBAM 费用-在出口国已经支付的义务
（1）CBAM 证书价格：可以认为相当于“税率”，与EU ETS 碳价挂钩。欧洲委员会将计算每周欧盟拍卖碳排放额度的平均结算价格（以欧元/吨二氧化碳排放表示），作为下周的证书价格。同时，考虑到产品在原产国可能已支付部分碳价，应扣除已在原产国已支付的碳价，即税额抵扣，避免“双重计税”问题。每一张 CBAM 证书能够抵扣进口产品中所含的一吨碳排放。
（2）碳排放量计算：CBAM 针对的主要是 CBAM 商品的“隐含碳排放”，商品生产过程中的直接排放和生产过程消耗的电力在电力生产过程中的间接排放，覆盖行业包括水泥、钢铁、铝、肥料、氢和电力六大类，不过对于钢铁、铝和氢仅计算和考虑其直接排放。从公式来看，间接排放计算=产品生产的耗电量×电力排放因子，其中电网排放因子分为缺省值和实际值。间接排放计算默认使用电力排放因子缺省值，我国电网排放因子明显高于欧盟。从当前 CBAM 法案文本看，缺省的电力排放因子可以基于3 个数据：1、欧盟电网的排放因子，2、出口国电网的排放因子，3、出口国设定电价的发电源（price-settingsources）的化石能源发电的排放强度。 采用隔墙售电和 PPA 直接采购可采用实际值。在两种情况下，间接排放的计算可以不使用缺省值，改为实际值，情况一：生产企业与发电源直连。情况二：生产企业通过电力采购协议（power purchase agreement，PPA）从电厂直购电力。在当前学术界，一般认为我国绿电交易可以被认可为 PPA。 而在此政策体系下，不认可任何绿证抵扣机制，即使是欧盟自身的绿证也不能作为抵消工具，因此，基于 CBAM 政策，我国绿电交易的认可度高于绿证。此外，碳关税政策认可碳减排量抵消，但其对碳减排量会进行审查。正如我们前述在第二章，碳市场的配角：CCER，碳市场的抵消机制中所提到的，过去由于CCER涉及双重权属认证问题，国际市场认可度低。2024 年 8 月，国家能源局综合司、生态环境部办公厅发布关于做好可再生能源绿色电力证书与自愿减排市场衔接工作的通知，明确海上风电和光热发电只能选取绿证或 CCER 中的一种证明环境权属的方式，解决了CCER与绿证项目可能重复获益的问题，其在国际市场上的认可度大幅提升，目前，海上风电CCER得到欧盟CBAM认可，这意味着出口企业或航空企业（难以通过使用绿电降低碳排放）可以通过自建相关项目或购买 CCER 降低碳关税成本。
2）电池法案：绿电、绿证均不受到认可，倒逼我国绿电直供政策出台
2023 年 8 月，欧盟正式发布了名为《欧洲议会和理事会关于电池和废电池的第2023/1542号条例》的新电池法规（EU），随后其配套细则也于 2024 年4 月底发布，欧盟委员会在其官网发布了电动车电池碳足迹计算的授权法案草案及附件，规定容量大于2 千瓦时的电动车电池需提供碳足迹声明，一旦超过欧盟规定的碳足迹阈值(目前未设定)，电池产品将禁止进入欧盟市场，而计算电池碳足迹的模型只有两种:全国平均电力消费组合和直连电力。在电力直连方面，草案附件给出的定义是，需要符合从同一设施内或通过欧盟内部电力市场规则定义的直连线路，一般认为是电池生产设施与电源之间有直接的电气连接，而不通过外部电网。这意味着，使用绿电或绿证均无法受到政策认可。
受此影响，近年来我国头部电池企业开始提前布局电池碳足迹的规划和管理，宁德时代、比亚迪、远景动力、欣旺达、孚能科技、蜂巢能源等企业，已在成都、宜宾、鄂尔多斯、深圳、肇庆、惠州、昆明、枣庄等地布局零碳工厂/产业园。 与此同时，绿电直供政策也在江苏最先开始试点，用户企业均为电池企业。2025年2月13 日，江苏省发展改革委印发《关于创新开展绿电直连供电试点项目建设工作的通知》，确定了首批绿电直连供电试点项目，在全国率先启动由电网企业统一规划建设连接电池企业和绿电电源专线的创新试点。江苏此次试点共遴选了 5 家企业，均为电池企业，所在地包括常州、苏州、盐城三座城市，试点旨在通过建设绿电专线，利用物理方式，将风电场、光伏电站与电池企业“点对点”直连，为将受欧盟新电池法影响的电池企业出口提供解决方案。
从试点到全国推广，绿电直供政策突破性发布。2025 年5 月30 日，国家发改委、能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，明确绿电直供项目规范化发展，提出“省级能源主管部门应加强对绿电直连项目的统筹规划，确保绿电直连模式有序发展”，并且明确四类项目可以开展绿电直供，分别为“1）新增负荷可配套建设新能源项目。2）存量负荷在已有燃煤燃气自备电厂足额清缴可再生能源发展基金的前提下开展绿电直连，通过压减自备电厂出力，实现清洁能源替代。3）有降碳刚性需求的出口外向型企业利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连。4）支持尚未开展电网接入工程建设或因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源项目，在履行相应变更手续后开展绿电直连”。本次出台的文件对向单一用户绿电供给模式进行了规定，其特点是通过专用电力线路向单一用户供电，特点是电量可清晰物理溯源，有助于绿电经济性和环境价值体现。
3）RE100：对我国绿证从有条件认可到无条件认可
RE100，其全称为 Renewable Energy 100，即“100%可再生能源”，其与上述强制性政策不同，属于民间自发性组织，该倡议于 2014 年由气候组织The Climate Group和CDP在纽约气候周期间推出，旨在召集全球最具影响力的企业，承诺在特定时间框架内（最晚2050年）实现全部电力需求的 100%可再生能源供应，可包括生物质(含沼气)发电、地热能发电、太阳能发电、水电和风电——来自市场或自产，并且每年要披露其用电数据和目标进展，加入 RE100 的企业除承诺本身达到 100%使用清洁能源外，还会进一步要求供应链上的供应商做到这一要求。根据 RE100 官网最新统计，截至 2025 年初，全球共有超过420家企业加入倡议，总计用电需求超过 450 太瓦时（TWh），相当于英国2024 年全年用电量的1.5倍。
目前受 RE100 认可的可再生能源采购方式共有五种，其中使用占比较高的是非捆绑绿证和 PPA。目前受其认可的可再生能源采购方式共有五种，从2022 年5 种绿电消费形式的占比中，可以看出比例最大的是非捆绑绿证（41%），其次是PPA(31%)、供应商合同（24%）、被动声明（2%）、自发自用（2%）。
2025 年 3 月，RE100 对我国绿证从有条件认可改为无条件认可。RE100在2020年8月发布对中国绿证的技术评估报告中提出，企业采用中国绿证进行环境属性的声明需特别关注环境属性的排他性，若存在同一个项目具备多项环境属性凭证的情况（包括补贴），所有的凭证都需要在声明时全部注销，并建议考虑声明的时效性，意味着过去RE100组织对于使用我国绿证采用有条件认可，而且由于出具声明的难度，国际上很少采用中国绿证向RE100证明可再生能源使用量。 2025 年 3 月 24 日，国际可再生能源电力消费倡议组织RE100（可再生能源电力100%）废除了其 2020 年对中国绿证（China GECs，以下简称 GECs）的“有条件使用”结论，采用中国绿证进行可再生能源电力消费声明将不再需要提供属性聚合和两年有效期证明，意味着 GECs 在 RE100 中被确认了与欧盟 GOs、美国 RECs 以及I-RECs 同样的完整完全使用地位。 综合以上三种国际政策或倡议的要求，及其对于我国绿电、绿证的认可度，可以发现，整体国际市场对于我国绿电交易（因其类似于国际 PPA）认可度更高（对于绿证的认可度逐步提高），尤其是在以江苏、广东、浙江等出口型企业占主导的省份，绿电需求紧俏成为近几年的常态，也进一步使得这些省份绿电交易价格显著高于其余电力品种。
同时我们也注意到，为满足部分受到国际贸易限制（例如电池企业）的企业需求，我国政策推进速度也较快，不管是积极推动解决 CCER 和绿证的双重认证问题，还是突破性的开展绿电直供，均能反映政策端回应市场需求，加快国际接轨的态度。
前述章节主要梳理行业政策（包括国内和国际端），其本质上是在分析行业对于绿电、绿证的需求，可以得到的结论是，1）国内政策持续加码绿电/绿证强制消纳，为省市政府层面和企业层面提高绿电绿证需求提供支撑；2）国际政策对于绿证认可度逐步提升（例如RE100），在此影响下，下游用户对于绿电绿证的需求逐步提升。而在供给端，136 号文的出台使得绿证供给减少，供大于求的态势预计得到扭转。2023 年国家发展改革委发布《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》，明确“对全国风电（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所生产的全部电量核发绿证，实现绿证核发全覆盖”。随后《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》（国能发新能规〔2024〕67 号）明确，“绿证有效期为 2 年，时间自电量生产自然月（含）起计算。早期可再生能源发电项目设置过渡期，对2024 年 1 月 1 日（不含）之前的可再生能源电量，对应绿证有效期延至2025年底”。受此影响，2024-2025 年我国绿证核发、绿证交易工作快速推进，截至2025年3月底，全国累计核发绿证 56.17 亿个，其中可交易绿证 38.35 亿个，全国累计交易绿证7.53亿个，其中绿电交易绿证 2.98 亿个，这也使得绿电交易价格大幅下跌，根据《中国绿色电力证书发展报告（2024）》，2024 年全国绿证单独交易月度均价位于3~24 元/个区间，全年均价约为 5.59 元/个，对应度电价格约为 6 厘钱。
但在 2025 年 2 月，国家发展改革委发布《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》，其中明确“纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益”，受此影响，预计未来绿证供给量将有所下降，绿证当前供大于求的状况将得到持续好转。 在绿电交易方面，在前述政策的逐步推进下，2024 年以来绿电交易规模持续提升。根据中电联的统计数据，2024 年全国市场市场化交易 61795.7 亿千瓦时，同比增长9%，市场化电量占据全社会用电量比重达到 62.7%，其中省内绿电交易2048 亿千瓦时，同比增长281%。2025 年 1-3 月，省内绿电交易规模 576 亿千瓦时，同比增长151%，绿电交易规模持续高增。
国家电网区域内绿电交易溢价维持在 3-6 分钱，2024 年绿电交易溢价达到4分钱；根据前述，2024 年全国绿证单独交易月度均价位于 3~24 元/个区间，全年均价约为5.59元/个，对应度电价格约为 6 厘钱，大幅低于绿电交易价格。 我们分析主要原因在于国际政策体系对于绿电的认可度高于绿证，多数的出口型企业更愿意购买省内绿电满足海外要求，这也导致在浙江、江苏等东部沿海省份绿电交易供不应求，绿电交易溢价较高。 展望未来，预计在“双碳”目标与可再生能源消费责任权重考核机制推动下，高耗能企业对绿证的需求将持续增长，随着行业供需格局改善，绿证价格有望逐步提高，为更多非沿海省份的新能源项目提供环境价值，通过环境溢价机制提升项目全生命周期回报率。
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