2025 年 7 月 11 日，发改委、能源局下发《关于 2025 年可再生能源电力消纳责任权重 及有关事项的通知》，通知指出，在电解铝行业基础上，2025 年增设钢铁、水泥、多晶硅 行业和国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例。重点用能行业绿色电力消费比例完 成情况核算以绿证为主。各省（自治区、直辖市）可再生能源电力消纳责任权重完成情况 核算，以本省级行政区域实际消纳的物理电量为主、以省级绿证账户购买省外的绿证为 辅。绿证的应用范围进一步拓展，环境价值有望体现。本文将从绿证的机制设计、供需情 况着手，分析绿证后续的价格变化和其他影响。
1.1 顶层设计：从补贴财政支出到绿电生产消费唯一凭证
绿电绿证起初是为了应对财政压力，后续作用逐渐变化，核发范围也逐步扩展。可再 生能源绿色电力证书（简称绿证），是由政府或第三方机构向绿色电力核发的具有特殊标识 的电子证书，通常每 1000 千瓦时电量对应 1 个绿证。2017 年 2 月，发改委等三部门发布 《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，开始试行绿证核发 和自愿认购制度，以降低财政补贴强度，此时绿证核发范围仅包括有补贴的陆上风电和集 中式光伏。2019 年，发改委和能源局发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网 有关工作的通知》，认为此时风光新能源已经具备平价上网的条件，将绿证核发范围扩展至 无补贴平价上网的风电、光伏项目和低价上网项目，平价上网项目可以通过绿证获得收益 补偿。 2023 年后绿证建设进一步加速。2023 年发改委等三部门发布《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》，提升绿证的权威性、唯一性和通 用性。明确国家能源局负责绿证相关管理工作；明确绿证是中国可再生能源电量环境属性 的唯一证明；明确绿证支撑绿色电力交易、认定绿色电力消费、核算可再生能源电力消费 量等基础性作用，推动绿证与国内碳市场、国际绿色消费和碳减排体系衔接。同时，该通 知继续推进绿证全覆盖，绿证逐步拓展至所有上网的绿电。
我国已经形成以《能源法》为核心的 1+3+N 绿证制度体系。我国于 2024 年 11 月通过 新版《能源法》，其中第三十四条第二款明确，国家通过实施绿证等制度建立绿色能源消费 促进机制，确认了绿证的法律地位。《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》则是绿证的核心制度文件，而《可再生能源绿色电力证书核发 交易规则》等政策性文件构成了绿证的基础制度。各平台绿证交易实施细则也构建了绿证 的基本交易体系。
1.2 机制建设：基础设施建设已基本完善
绿证的机制建设对绿证有效性有较大影响。绿证本身是绿色电力在消费端的证明，由 于绿电在上网后与火电混合使用，难以从消费端区分电力的品类，因此需要绿证作为标准 化证明工具，证明绿电的环境属性，并以此引导消费端使用绿电。此外，绿证还需要权威 性与唯一性，确保相关的绿色权益不被重复计算，确保绿证数据真实可信、系统安全可 靠、全过程防篡改、可追溯。进而才能有效推动全社会的绿色体系发展。在我国，绿证已 经基本建成了立卡、核发、交易、应用、核销全生命周期闭环，基础设施建设已经基本完 善。
建档立卡基本覆盖所有集中式发电项目。所有并网运行的可在生能源发电项目均需建 档立卡，并登记项目名称、发电类型、地址、容量、项目业主、补贴情况等信息，并生成 项目生命周期的唯一编码。这些信息是绿证对应电量全生命周期溯源的基础。截至 2024 年 12 月底, 全国可再生能源发电项目累计完成建档立卡 20.07 万个, 装机容量 14.3 亿千瓦(不 含户用光伏)。其中，集中式可再生能源发电项目完成建档立卡 1.68 万个, 装机容量 12.76 亿千瓦, 建档立卡完成率达 95%。
绿证核发基本覆盖已建档立卡、2022 年 6 月之后的存量绿电项目。2023 年 12 月国家 能源局召开绿证核发启动会后，绿证核发工作明显加快。2024 年 6 月国家绿证核发交易系 统上线运行，实现当月电量次月核发绿证, 大幅减少人工审核量, 核发时间缩短 85%。 2024 年全国核发绿证 47.34 亿个, 同比增长 28.36 倍, 其中可交易绿证 31.58 亿个。从电量 生产情况看，2024 年度电量对应绿证 18.33 亿个，2023 年度及以前电量对应绿证 29.01 亿 个，基本完成对已建档立卡的集中式可再生能源发电项目 2022 年 6 月以来电量绿证核发全 覆盖。在能源类型上，2024 年也首次实现了陆风与集中式光伏之外的其他新能源类型的绿 证核发。
市场活力增强，交易规模显著提升，参与主题数量取得突破。随着市场底层机制日益 完善，绿证市场活力显著增强。2024 年全国绿证交易 4.46 亿个，同比增长 3.64 倍。其中 绿证单独交易 2.77 亿个、 证电结合交易 1.69 亿个。消费主体方面，2024 年全国参与绿证 交易的消费主体约 5.9 万个, 同比增长 2.5 倍, 其中企业买家 5.54 万家。制造业企业约占 70%，是最主要的绿证购买方。
2.1 供给端：扩大空间有限，主要在于分布式发电覆盖度的提升
2024 年补发存量绿电的绿证较多，2025 年绿证核发量有望下降。如前文所述，由于 2023 年末我国开展全面绿证核发工作，2024 年全国核发绿证 47.34 亿个, 但其中 2023 年度 及以前电量对应绿证 29.01 亿个。当前之前年份的存量绿证已经补发完毕，月度绿证发行 规模已经较为平稳。根据国家能源局的数据，2025 年 1-5 月共核发绿证 10.93 亿个，平均 每月约 2 亿个，相比 2024 年 8-11 月的月度水平大幅减少。无补发情况下，预计绿证发布 数量将保持稳定，并与建档立卡对应的可再生能源发电量相一致。
供给端未来提升空间在于两点，即可再生发电的渗透，与分布式发电绿证覆盖率的提 升。可再生发电渗透率取决于我国每年新装机可再生能源规模。根据国家能源局的数据， 2024 年我国新增可再生能源（风电/太阳能/水电/生物质发电）电源装机量 372.77GW。全 国可再生能源装机达到 1889GW，同比增长 25%，约占我国总装机的 56%。展望后续，我 国可再生能源与对应消纳能力建设将稳步推进，促进可再生能源发电渗透率稳步提升，提 高绿证的供给量。此外，根据我们的测算，从电源装机量口径，绿证建档立卡覆盖率达 75.69%。未覆盖的装机主要是分布式光伏与分散风电。以分布式光伏为例，2024 年核发绿 证 2331 万个，包含 2022 年 6 月后的覆盖电量，但仅 2024 年发电量达 3462 亿千瓦，发证 电量仅占 6.73%。后续绿证全覆盖有望进一步推进，覆盖率提升是绿证供给的主要弹性空 间。
2.2 需求端：减排政策提振+企业披露需求多重驱动，看好增长
绿证需求层面，首先来自于绿证衔接的政策考核，包括能耗双控考核、绿电消纳考 核、碳排放双控考核等，当前相关考核的力度加大，形成对绿证的刚性需求。此外，随着 我国企业可持续披露制度的不断推进，以及出海所需的披露要求，相关企业也需要购买绿 证以减少公司的碳排放量，提升公司的声誉。综合来看，多重驱动有望推动绿证需求量快 速增长。
2.2.1 能耗双控考核：绿证是将能耗压力较大省份实现考核目标的主要抓手
政策明确规定跨省绿证可以抵扣能耗。2024 年 1 月由发改委等三部门发布的《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》指出，非化石能源 不纳入能源消耗总量和强度调控。在“十四五”省级能耗考核中，可再生能源和核电将从 能耗中扣除，以核算能耗强度指标。而绿电跨省交易、绿证跨省交易都可计入受端省份， 最高可以抵扣“十四五”能耗强度下降目标所需节能量的 50%。国务院“十四五”减排工 作方案指出，到 2025 年，全国单位国内生产总值能源消耗比 2020 年下降 13.5%。各省也 基本确定了 14%-15%的省级能耗强度目标。
从当前绿证交易情况来看，跨省交易也是主流交易模式。我国可再生能源地区分布相 对不均，风能/太阳能主要分布在西北和内蒙地区，水电主要分布在西南地区，而东部却是 能源消耗中心。此外还有部分能源省份也分布着较多高能耗行业，因此这些省份有主动购 买绿证的动机。2024 年跨省绿证“证电分离”单独交易达 2.56 亿个, 约占绿证单独交易总 量的 92.32%。绿证单独交易出售数量前 10 的省份包含甘肃/新疆/云南/吉林等，共出售绿 证 2.17 亿个, 其中跨省出售绿证 2.01 亿个。绿证单独交易购买数量前 10 的省包括浙江/广 东/上海/安徽等，共购买绿证 2.43 亿个, 其中跨省购买绿证 2.3 亿个。
2.2.2 消纳考核：绿证消纳可用范围扩大，带来需求增量
最新省级消纳权重考核目标中，绿证可用范围大幅增加。在《2024 年可再生能源电力 消纳责任权重及有关事项的通知》中，各省消纳责任权重完成情况以实际消纳的物理量核 算，仅电解铝这一重点行业使用绿证核算。但在 2025 年 7 月 11 日刚刚发布的 2025 年通知 中，各省实际消纳核算以物理电量为主、以省级绿证账户购买省外的绿证为辅。重点用能 行业绿色电力消费比例完成情况核算以绿证为主，范围从电解铝行业扩大至钢铁、水泥、 多晶硅行业和国家枢纽节点新建数据中心。实质上，绿证在消纳考核中可用范围从仅电解 铝扩展到多个重点行业+全省消纳辅助，带来需求增量较大。
2025 年消纳责任权重较 2024 年目标、2024 年公布的 2025 预期目标，均有所提升。 从发改委公布的 2025 年各省消纳责任情况来看，首先可以看到，除湖北外，各省份总量消 纳目标与非水消纳目标同比 2024 年均持平或有所提升。其中广西/新疆/山东/黑龙江等省份 总量要求增长较多，云南/新疆/天津/广西/海南等省份非水目标同比提升较多。此外，发改 委在 2024 年公布了 2025 年消纳权重的预期指标，作为各省的储备目标。但从 2025 年公布 情况来看，大部分省份总量目标不低于预期，全部省份非水消纳目标不低于预期。非水消 纳权重达到 30%的省份，非水消纳目标不再增加，主要是出于电网稳定的目标。这也促使 这些省份通过绿电外送或者绿证的模式，促进其他省份的消纳。
重点行业消纳目标与各省总量消纳目标保持一致。从发改委公布的目标来看，2025 年 电解铝/钢铁/多晶硅/水泥行业的消纳责任权重，均与各省的总体消纳责任权重保持一致。 虽然当前除电解铝外其他行业均不考核，但预计后续均会逐步纳入考核范围。发改委等部 分 2025 年 3 月发布的《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》指出， 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。因 此，重点行业覆盖度和政策刚性均有望提升。
2.2.3 披露需求：“软约束”下的绿证购买同样值得重视
政策发力促可持续信息披露，强制披露范围不断拓宽。在中国证监会的指导下，沪深 北三大交易所于 2025 年 4 月 12 日正式发布《上市公司可持续发展报告指引》，并自 2024 年 5 月 1 日起实施。根据该文件要求，报告期内持续被纳入上证 180、科创 50、深证 100、创业板指数样本公司，以及境内外同时上市的公司，应当最晚在 2026 年首次披露 2025 年度《可持续发展报告》。这些企业也有望起到示范作用，促进国内企业积极进行可 持续信息披露。根据 Wind 数据，发布 2024 年可持续报告的 A 股上市公司有 2495 家，披 露率达到 46.35%。而 2023 公布碳排放数据的公司有 1247 家。 绿证与范围二/范围三排放挂钩，其中范围二排放量是可持续报告的重点指标。绿证证 明了发电的绿色属性，能够用来抵扣范围二的企业外购电力碳排放，也可以用来抵扣供应 链上公司生产过程中用电产生的碳排放。《上市公司可持续发展报告指引》明确指出，披露 主体应当核算并披露报告期内的温室气体排放总量，并将不同温室气体排放量换算成二氧 化碳当量公吨数。披露主体应当披露温室气体范围 1 排放量、范围 2 排放量，鼓励有条件 的披露主体披露温室气体范围 3 排放量。
绿色声誉和供应链要求成为大型企业购买绿证的重要因素。在可持续披露政策下，相 关头部企业需要打造绿色声誉，或者满足供应链上企业相关标准，也因此产生对绿证的需 求。根据中电联发布的 2023 年中国绿色电力（绿证）消费 TOP100 企业名录，阿里巴巴/ 伯恩光学/立讯精密/腾讯等非能源及原材料企业也位列前茅。腾讯/阿里巴巴/苹果等头部科 技企业均承诺在 2030 年实现碳中和，推动了供应链上的企业进行绿电使用或者绿证购买。
2.3 绿证供需差收敛，绿色溢价或将进一步提升
绿证价格已经初步反弹。由于 2024 年后绿证核发数量激增，但绿证应用范围相对较 少，市场存在供远大于需的情况，2025 年 4 月，绿证价格降低至 2.31 元/个，意味着度电 环境溢价仅 2 厘元。但随着相关政策的推进，绿证价格已经有所反弹。2025 年 5 月，绿证 价格上升至当前，绿证价格提升至 2.73 元，同比+18%。据第一财经的报导，到了 6 月 底，绿证价格已经突破 8 元/张，部分交易甚至接近 10 元/张。体现了当前绿证供需差收敛 的事实。 展望后市，绿证价格或仍有空间。首先，能耗双控压力关注省份压力不均情况，预计 随着考核期临近，需求有望进一步释放。当前正值“十四五”收官之年，部分省份经济对 高能耗产业依赖度高，降低自身能耗水平相对较难。大部分情况下，能耗压力会被分解到 能源消费端，由省内重点企业进行对应的能耗降低工作。根据我们的测算，2022 年数据显 示山西/内蒙古已经完成“十四五”期间的能耗降低目标，而浙江/河南/青海/广东/陕西/海 南等省份压力仍然较大。2023 年第三季度，发改委也就节能目标完成滞后约谈了湖北省、 陕西省、甘肃省、青海省、浙江省、安徽省、广东省、重庆市，和我们的测算结果也较为 重合。由于省份能耗目标最终往往按照能耗水平分解至重点用能企业，相关企业也有在今 年年内购买绿证以降低能耗水平的需要。预计下半年相关需求或进一步释放。
考虑可再生能源抵扣能源消耗，部分省份能耗压力有部分缓解。如前所述，2024 年 1 月由发改委等三部门发布的《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》指出，非化石能源不纳入能源消耗总量和强度调控。按照每度电对应 0.1229kg 标煤计算，可再生能源发电在大部分省份的总能耗中占比在 10%以内，少数省份 中占比达 10-20%。根据我们的测算，抵扣可再生能源发电，对大部分省份，能耗强度较 2020 年下降较不抵扣的情况下降更多。但对重庆/青海/甘肃等省份而言，2020 年消纳可再 生能源的基数已经较高，后续进一步从提高可再生能源消纳口径降低能耗的难度较大。此 外这些省份因为电价较低，近几年也吸引了很多高能耗产业。因此，后续需关注西部可再 生能源输出省份是否会因自身能耗降低压力出现绿证“惜售”现象。
其次关注重点行业转型绿证压力。根据我们的估算，省级消纳责任要求中提到的 5 大 重点用能行业用电量超过 15000 亿度，占我国用电总量的 15%左右，预计未来几年这些行 业全部将被纳入考核要求中，当前相关地区也有逐步靠近当前监测目标的压力。按照钢铁/ 多晶硅/水泥行业绿电消纳绿 25%、数据中心绿电消纳率 80%计算，所需绿证达到约 3 亿 个，占当前绿证交额的三分之二左右。
绿证价格波动对下游企业的影响也值得关注。根据我们的测算，假设生产过程中所用 所有电量均采购绿证，当绿证价格每上升 5 元，预计电解铝/钢铁/多晶硅/水泥的成本上升 67/2.37/285/0.15 元，占终端价格的比例为 0.32%/0.07%/0.64%/0.05%。总体来看影响相对不 大，但对绿证的价格仍需关注，或影响相关企业的盈利情况。
随着全球碳中和目标的提出和可再生能源快速发展，绿证已成为衡量和交易电力环境 属性的重要工具，不仅支撑政府强制性配额（合规市场），更为企业履行社会责任和实现 碳中和提供了可验证的凭证（自愿市场）。在此背景下，欧洲联盟、国际 I-REC 体系、美 国和澳大利亚等主要市场依托各自的法律框架、电网结构和市场特点，不仅构建了成熟的 证书制度，还通过双边或多边协议实现了与周边及相关体系的互认，为跨境绿色电力交易 提供了更加广阔的空间，而国内绿证 GEC（Green Electricity Certificate）在标准对接和互 认实践方面也取得了突破性进展。
3.1 全球市场背景概述：多元化体系
各国和地区在推动碳中和与可再生能源发展的过程中，普遍建立了绿色电力证书体 系。在合规市场中，政府通过可再生能源配额强制要求电力供应商或最终用电企业持有相 应数量的证书；在自愿市场中，企业和机构则通过购买证书来实现碳中和或履行社会责 任。尽管各市场的法律框架、电网结构、登记和交易规则各有差异，但都围绕“发行—交 易—注销”三大流程展开，并逐步通过协议和技术对接推动跨体系、跨境互认，打破了地 域壁垒，形成了全球绿色电力交易网络。
3.1.1 国际 I-REC 统一平台：覆盖范围较广
国际可再生能源证书标准（International Renewable Energy Certificate，I-REC）由 I TRACK 基金会牵头，通过统一的电子登记平台覆盖 60 多个国家和地区，当前主要活跃的 地区包括印度、巴西、南非等。I-REC 借鉴北美 REC 和欧洲 GO 的最佳实践，对证书的发 行、交易和注销流程进行标准化管理，每张 I-REC 代表 1 MWh 可再生电力及相应非电力 环境属性，并获得《温室气体议定书》Scope 2 指南的官方认可。2023 年全球共发行约 2.83 亿张 I-REC，主要服务于亚、非、拉丁美洲等新兴市场。为进一步打通国际市场，IREC 体系已与 RECS 国际（RECS ICA）在元数据与审计标准上实现对接，并与部分欧盟 成员国及美国 Green-e®建立信息共享与联合审计机制，为未来与 EECS、美国 REC、澳大 利亚 LGC/STC 等体系实现条件互认奠定了基础。
3.1.2 欧洲 EECS GO 体系：欧盟与周边国家的内部互认体系
欧洲能源证书系统（EECS，European Energy Certificate System）由发证机构协会 （AIB，Association of Issuing Bodies）统一运营，是欧盟《可再生能源指令》（RED II） 下 Guarantees of Origin（GO）证书的中央管理平台。成员国依照 AIB 规定的统一规则 管理各自登记簿，确保发电源信息、发电量、产出年度（Vintage Year）等关键数据实现标 准化并可互联互通。2024 年，EECS 共发行 1084 亿张 GO 证书，其中约 1067 亿度的证书 在成员国间完成跨境转移与注销，内部市场的互认与交易已成常态。 RED II 第 19 条第 11 款规定，只有在欧盟与第三国签署互认协议并在实质性电力贸 易、安全性和追溯性方面达成一致后，才能相互承认对方的 GO 证书。基于此原则，欧盟 已先后与瑞士和挪威通过双边电力市场协议，同时在能源共同体（Energy Community）框 架下也通过 2016/15/MC-EnC 和 2021/13/MC-EnC 决议，允许阿尔巴尼亚、北马其顿、塞尔 维亚等缔约方按照 EECS 标准在 AIB Hub 上交换与注销 GO。上述安排使这些国家/地区的 GO 可在欧盟市场自由流通，进一步拓展了欧洲绿色电力一体化的边界。
3.1.3 美国自愿绿电市场销售与参与度（2012–2022）：区域化模式
美国的可再生能源证书（Renewable Energy Certificate，REC）市场呈现“区域化追踪 ＋全国自愿推动”格局。西部电网使用 WREGIS，新英格兰使用 NEPOOL GIS，中西部使 用 M-RETS，均由各自的独立系统运营商（ISO）或投资者拥有公用事业（ITO）根据州法 规独立管理。与此同时，Green-e®等第三方认证组织在全国范围推动自愿市场标准，对 REC 的源头、交易和注销进行严格审计。美国环保署（EPA）发布的联邦指南将 REC 定义 为可交易的环境属性，并为各州可再生能源配额（RPS）提供统一的报告框架。为增强跨 境互认，美国与加拿大部分省份实现了 REC 数据互通，并在与 I-REC、EECS 的对话中探 索跨体系验证，使企业能够在满足强制配额的同时，通过购买其他区域或体系的合格证书 来平衡需求。
3.1.4 澳大利亚 LGC/STC：分规模双轨体系
澳大利亚的可再生能源证书分为大型发电证书（Large-scale Generation Certificate， LGC）和小型技术证书（Small-scale Technology Certificate，STC），分别对应 LRET （大规模可再生能源目标）和 SRES（小规模可再生能源激励计划）两类政策。LGC 面 向大型风电和光伏项目，每生产 1 MWh 可再生电力即发放一张证书，由电力零售商根据 年度配额购买；STC 则一次性预先核发给家庭和小型企业，允许在二级市场自由交易，以 降低小规模项目的融资成本。政策目标至 2030 年配额稳定在 3300 万 MWh，同时自愿性 “surrender”机制又使企业和个人可通过额外购买或注销 LGC 来支持减排宣称，实现与碳 信用及政府补贴的联动。 在国际合作方面，澳大利亚监管机构与 I-TRACK 基金会（I-REC）已签署技术可互操 作性协议，就证书元数据字段、登记系统和接口标准进行对接，为未来可能的跨体系交易 奠定了基础。企业可通过这些技术接口，将 LGC/STC 的环境属性与 I-REC/EECS 等系统中 的凭证数据进行整合，从而在不同市场间灵活运用绿色电力凭证。
3.1.5 RE100：企业需求驱动
RE100 由 Climate Group 与 CDP 发起，汇集全球大型企业，承诺在目标年份实现 100%可再生电力，要求年度披露并以统一技术标准（Technical Criteria）核算可计入用电， 包括现场自发、实物/虚拟 PPA、与电力交易绑定的绿电、以及在用电所在电力市场边界内 取得并注销的合格能量属性凭证（EACs，如 GO、REC、I-REC、GEC 等），以避免跨区双 重计算。因早期中国绿证覆盖和数据透明度有限，RE100 曾仅“有条件”接受 GEC（需补充 证明属性完整性）；随 2023 年中国绿证“全覆盖”推进、2024 年《可再生能源绿色电力证 书核发和交易规则》落地并陆续以 GEC 取代境内 I-REC，证书唯一性与可追溯性显著增 强。2025 年 3 月 24 日 RE100 公告“无条件认可中国 GEC”，其合规地位与美国 REC、欧 盟 GO 等同：在华 RE100 成员及其供应链企业可直接凭注销 GEC 计入目标，简化跨区合 规文件；预期将放大制造业省份绿证需求，带动“证电合一”与中长期绿电交易活跃度，并 对 GEC 市场价格构成需求支撑。
3.1.6 中国绿证 GEC 制度进展与展望
中国绿证制度自 2017 年试点以来不断完善，国际互认未来可期。目前，多家跨国企 业在华通过购买 GEC 履行 RE100 和 SBTi 承诺，政府也允许 I-REC(E)与 GEC 并存，为双 向互认的推广创造了条件。未来，中国可在完善全国统一登记与核销平台的基础上，加快 与 EECS、I TRACK 等国际体系在技术接口、数据标准和审计机制上的无缝对接，通过立 法和商业协议推动 GEC 与全球主流证书的互认与流通，助力中国绿色电力市场迈向国际 化。
绿电交易即“证电合一”交易模式。发改委和国家能源局 2024 年 7 月印发了《电力 中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》，明确绿色电力交易是指以绿色电力和对应绿色 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绿证。绿电范围明 确为建档立卡的所有可再生能源发电。绿色电力交易是中长期交易的组成部分，绿电交易 也执行中长期交易的频次和结算规则。
4.1 交易模式：省内+跨省区两种模式，当前以省内交易为主
绿色电力交易主要包括省内绿色电力交易和跨省区绿色电力交易。省内绿色交易至用 户或手电公司直接从省网发电企业购买绿电，主要在各省电力交易中心开展。跨省区交易 的交易对象往往在省区外，初期由省份层面汇总，再跨省区购买，主要由北京/广州/内蒙古 三大电力交易中心交易。
省内交易为主，省间交易方兴未艾。根据国家能源局发布的《2024 年中国电力市场发 展报告》，2024 年，全国各电力交易中心累计完成绿色电力交易电量 2336 亿千瓦时，较 2024 年增长 235%，我们认为主要系省内电力交易平台建设快速发展所致。而根据我们汇 总的能源局月度数据，2024 年省内交易绿电 1754 亿千瓦时，占绿电交易总量的 75%。省 内交易是目前绿电交易的主要模式，省间交易受制于各地电网的联通性，仍然有一定限 制。
地区电价相对独立，可再生能源丰富地区电价较低。分电网经营区来看，国家电网经 营区绿色电力交易电量 1358 亿千瓦时，南方电网经营区绿色电力交易电量 221 亿千瓦时， 蒙西电网经营区绿色电力交易电量 757 亿千瓦时。从地区电网来看，是蒙西电网绿电交易 量最高。各省电网绿电交易均价相对独立，青海/云南/新疆/宁夏等地区电网交易量均低于 300 元/MWh，而重庆/湖北/江西/湖南等地区绿电价格则明显较高。地区可再生资源分化目 前无法通过电网内传输完全改善。因此，当前也形成了省内绿电交易为主、省外绿证交易 为主的模式。
4.2 贸易认可度绿电直连＞绿电交易＞证电分离，推动直连新业态
应对出海贸易中的政策风险是企业购买绿电的重要因素之一。正如我们在《ESG 投资 框架与工具·风险篇》中所指出的，企业在出海中面临着多重转型政策风险。海外有关地 区往往设置与气候或转型相关的限制，以落实减排要求，并保护地区内企业。对我国出口 企业影响最大、最值得关注的是欧盟碳边境调节机制（CBAM）与《新电池法》。
4.2.1 CBAM：直连+直购绿电可获得抵免
对部分行业计算间接碳排放。欧盟碳边境调节机制（CBAM，又称“碳关税”）法案在 通过欧洲议会以及欧洲理事会的投票表决和正式批准后，于 2023 年 5 月 16 日正式由《欧 盟官方公报》发布，正式成为欧盟法律，并计划于 2026 年正式实施。CBAM 关注欧盟进 口商品的碳排放量，适用于钢铁、铝、化肥、水泥、电力、氢等六大类产品，其中对水泥/ 化肥/电力计算间接碳排放，而间接碳排放又以外购电力的碳排放为主。六大行业获得的碳 排放配额逐年减少，进口商将根据产品的额外碳排放缴纳碳税。
电力碳排放核算：仅直连或者购电协议方式使用实际排放因子进行计算。在计算电力 排放时，CBAM 主要将电力获取途径分为三个类别分别计算。首先是物理直连，包含直接 在场内的分布式发电，以及在场外但又直连线路的电力。其次是购电协议模式，值得注意 的是，CBAM 框架中购电协议要求必须为用户与发电企业之间直接签署的采购协议，不能 通过售电公司第三方签约。物理直连与购电协议方式都可以使用协议碳排放因子计算间接 碳排放量，这意味着如果企业从这两种途径购买绿电，可以降低相应碳排放，并减少出口 的政策成本。 电网购电则利用默认碳排放因子计算相应碳排放。对于除购电协议外的电网电力， CBAM 采用默认排放因子计算间接碳排放数据。默认碳排放因子包括 IEA 电网平均排放因 子、产品原产国电网公开平均排放因子、产品原产国定价机组排放因子三种。企业可以选 择其中一种进行申报。对于我国企业，2022 年三种平均排放因子的数据分别为 0.594/0.5703/0.8325 吨二氧化碳每兆瓦时。
4.2.2 新电池法：排放核算方式趋严，仅绿电直连可以直接核算
2024 年 5 月出台的欧盟《新电池法》对动力电池碳足迹计算的方式收紧。《新电池 法》要求企业披露包括碳足迹在内的一系列 ESG 信息。在《新电池法》中，对动力电池产 品碳足迹核算方案，从原来的四种缩减到“全国平均电力消费组合”和“直连电力”两种 计算模型，也就是说，除非电池企业使用直供电，否则其电力碳足迹就用全国电网的平均 值。在我国通过电网进行绿电交易类似“虚拟等价”的模式，绿电上网传输的过程中实际 不会区分绿电与其他电力的区别。因此绝大部分电量都使用全国平均电力消费组合计算， 使我国动力电池企业在出口中面临较大合规困境。
4.2.3 直连模式有望发展，成为绿电消纳新途径
环境贸易壁垒倒逼我国绿电直连发展。2025 年 5 月国家发改委、国家能源局发布《关 于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，明确指出推动电力来源可溯源的绿电直连模式 的发展。该通知指出，绿电直连按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型两类。并 网型项目作为整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，电源应接 入用户和公共电网产权分界点的用户侧。 绿电直连建设仍需考虑新建成本与环境收益的权衡。根据上述通知，绿电直连项目原 则上由负荷作为主责单位。包括民营企业在内的各类经营主体（不含电网企业）可投资绿 电直连项目。项目电源可由负荷投资，也可由发电企业或双方成立的合资公司投资，直连专线原则上应由负荷、电源主体投资。无论是负荷侧的企业用户，还是电源侧的发电公 司，都需要考虑项目对于自身的收益情况。绿电直连项目首先需考虑新建配电网成本。据 经济观察报，项目线路成本大约在每公里 100 万元；升压/降压站等设备和电站容量有关， 大约为每兆瓦 100 万元。大部分项目还需要配置储能，储能系统单位静态投资约 0.75 元 /Wh。因此当前节点负担绿电直连项目的主要是大型国企等现金流充沛的公司。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
