一、绿证交易的概念与基本原理
二、绿证交易的运行机制与流程
绿证交易作为连接可再生能源生产与消费的市场化桥梁，其运行机制涵盖从核发到注销的全生命周期管理。我国已建立起较为完善的制度框架和操作流程，确保绿证市场的规范运作。根据国家能源局相关规定，绿证交易遵循“统一核发、自愿交易、实名管理”原则，通过国家级交易平台实现高效流转。
核发机制是绿证生命周期的起点。国家能源局电力业务资质管理中心按月对可再生能源发电量核发绿证，每1000千瓦时可再生能源电量对应1个绿证，不足部分结转至次月。核发工作主要依据电网企业和电力交易机构提供的结算电量数据，与发电企业自主申报信息进行交叉核对。值得注意的是，并非所有可再生能源电量都能获得可交易绿证：源网荷储、风光制氢(氨/醇)等项目核发的是不可交易绿证；配备储能设施的项目，其储能放电电量不核发绿证；而2023年1月1日前投产的常规水电项目绿证则随电量直接无偿划转。这种差异化核发政策体现了国家对不同技术路线和项目类型的精准调控。
交易主体构成了绿证市场的参与方矩阵。供给侧主要包括风电、光伏、生物质发电等可再生能源发电企业。需求侧则分为两类：一类是受政策强制约束的主体，如钢铁、有色、建材、石化、化工等行业企业及数据中心，到2030年其绿电消费比例不得低于全国可再生能源电力总量消纳责任权重平均水平；另一类是自愿购买绿证的企业，包括出口导向型厂商、追求ESG表现的上市公司以及国际品牌供应链企业。此外，福建、江苏等省份还允许分布式能源通过聚合商参与绿电交易，进一步丰富了市场主体构成。
交易方式呈现多元化发展趋势。目前中国绿证交易主要通过以下渠道进行：
(1) 双边协商交易：买卖双方自主协商价格和数量，通过交易平台备案完成；
(2) 挂牌交易：卖方将绿证信息挂在交易平台，买方选择购买；
(3) 集中竞价交易：多个买方和卖方通过统一平台出价，按价格优先原则匹配成交。
值得注意的是，分布式新能源项目可通过“聚合商”模式参与市场，如江苏省试点方案明确，10kV以下、总额定容量小于1MW的分布式新能源可优先通过聚合商代理交易，在同一合同周期内仅能选择一家聚合商。这种安排解决了小规模分布式资源参与市场的门槛问题。
价格形成机制逐步市场化但仍有政策引导。绿证价格理论上由供需关系决定，但受多重因素影响：政策强制消费要求创造基础需求，国际认可度提升扩展应用场景，与碳市场等机制的衔接增强价值预期。实际交易中，不同年份绿证价格差异显著——2025年新核发的绿证价格通常高于2024年及之前的存量证书，反映出市场对“新鲜度”的偏好。截至2025年6月，国内绿证价格已从年初的约0.85-1元/张升至3元/张以上，涨幅超200%，部分地区甚至出现“有价无市”的抢购局面。
跨区域交易是平衡供需的重要机制。中国绿证市场存在明显的地域不均衡。为此，国家推动绿证在全国范围内自由流通，禁止地方设置交易壁垒。跨省绿证交易比例已超过50%，有效缓解了区域供需矛盾。
注销环节确保绿证环境价值的唯一性。绿证一旦被用于绿色电力消费声明、碳排放核算或国际认证等用途后，将在系统中予以核销，防止重复计算。对于未交易的绿证，超过有效期后自动核销。这种闭环管理机制维护了绿证市场的诚信基础，也为与其他环境权益机制的衔接创造了条件。
三、绿证交易的现状与市场表现
中国绿证市场在2025年迎来了转折性发展，从政策驱动为主逐步转向政策与市场双轮驱动。当前市场呈现出供需两旺但结构失衡、价格波动剧烈、区域分化明显等特征，反映了这一新兴市场在快速发展期的典型表现。深入分析市场现状，有助于把握绿证交易在我国能源转型中的实际作用与面临挑战。
供需格局呈现“总量过剩但年度紧缺”的矛盾现象。从核发量看，2024年中国绿证核发量同比增长28.4倍至47.34亿个，但可交易比例仅66.7%，实际交易量不足核发量的十分之一。截至2025年5月，历史累计可交易绿证过剩超30亿个，但按年份划分，约80%的2025年度可交易绿证是过剩的。这种结构性过剩源于两个因素：一是政策规定绿证有效期仅2年，2023年及之前的绿证将于2025年底到期，市场对“临期”证书接受度低；二是不同年份绿证在满足监管要求方面存在差异，如重点用能单位更倾向采购当年度的绿证以满足考核要求。据国泰期货研究显示，2025年1-5月，绿证采购需求约占当年累计核发的38%，供需失衡压力依然存在。
价格动态方面，2025年中国绿证市场经历了前所未有的上涨行情。年初绿证价格约为0.85-1元/张，到6月已升至3元/张以上，涨幅超200%，部分时间段和种类的绿证甚至出现20倍左右的价格波动。推动价格上涨的核心因素包括：政策强制力增强，如《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》(发改能源〔2025〕262号)明确要求钢铁、有色、建材、石化、化工等行业及数据中心到2030年绿电消费比例不低于全国平均水平；国际认可度提升，中国绿证获RE100无条件认可，出口企业为规避EU-CBAM碳关税加大采购；功能扩展，绿证可替代垃圾焚烧国补、与碳市场联动，形成“双重价值”。市场预期绿证价格可能超过10元/张，导致部分央企惜售、机构抢购，形成“有价无市”局面。
区域市场呈现“东部火热、西部冷淡”的鲜明对比。东部经济发达地区如上海、江苏因聚集了大量有绿电消费需求的企业（特别是出口导向型制造业和国际企业），形成强劲的买方市场，绿证价格持续走高。而西部可再生能源资源丰富省份如云南、内蒙古则面临供给过剩压力，价格相对低迷。这种区域差异催生了活跃的跨省交易，目前绿证外送比例已超过50%，成为平衡区域供需的重要机制。近期出台的《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》将进一步打破市场分割，通过国家电网与南方电网间的“软联通”，实现绿证资源在全国范围内的高效配置。
行业应用层面，高耗能产业和数字经济基础设施成为绿证消费的主力军。根据政策要求，国家枢纽节点新建数据中心绿电比例需在80%基础上进一步提升，部分地区正打造100%绿电消费的“绿电工厂”。电解铝、多晶硅、钢铁、水泥四大传统高耗能行业的绿证交易需求约3亿个，其中2025年仅电解铝行业面临考核，其绿证需求占全社会用电量不足6%。实际监测显示，除水电大省外，其他地区的电解铝企业完成绿电消费比例目标均存在挑战。据测算，2025年四大高耗能行业绿证需求将消耗约20%的当年可交易绿证供应，其中约9%为边际增量。
国际交易方面，中国绿证正逐步获得全球认可。国内企业已开始提供绿证的“额外性和可持续性认证”及溯源报告，助力企业接轨国际标准、开拓海外市场。与此同时，国际绿证交易也出现技术创新，如巴西完成首笔基于区块链的户用光伏国际绿证(I-REC)交易，通过蚂蚁链技术实现发电数据实时上链，将交易周期从传统30天缩短至7天。这种模式使户用绿证交易成本从15美元/MWh降至5美元/MWh，为中国分布式绿证交易提供了借鉴。随着欧盟碳关税(CBAM)全面实施，国际绿证需求激增，中国光伏行业协会正呼吁加快国内绿证与I-REC、GOO等国际标准互认。
市场主体行为也反映出市场成熟度的提升。发电企业方面，部分项目在“机制电价”和“绿证收益”间做出策略性选择——国家发改委136号文规定二者只能择一而取，导致大量项目为保障稳定收益选择机制电价，主动放弃绿证申请，市场供应量急剧收缩。用电企业侧，领先的公司已建立专业团队管理绿证资产，提供绿证申领、交易、清算及碳足迹抵消等一站式服务。售电公司和聚合商则积极探索分布式资源聚合模式，如江苏试点允许10kV以下、总额定容量小于1MW的分布式新能源优先通过聚合商参与绿电交易。这些市场创新推动绿证交易从单纯的合规工具向综合性的绿色资产管理系统演进。
四、绿证交易面临的挑战与问题
政策协调性不足是制约绿证市场健康发展的首要障碍。当前绿证制度与既有能源政策存在多处衔接不畅：一方面，可再生能源项目在“机制电价”和“绿证收益”间只能二选一的规定，导致大量项目为保障稳定收益选择机制电价，主动放弃绿证申请，市场供应量被人为收缩；另一方面，纳入可持续发展价格结算机制的电量(机制电量)对应的绿证如何处理尚不明确——如果这些绿证不被核销而是转为“随电量直接无偿划转”，则对市场价格的提振作用将非常有限。此外，不同部门对绿证的功能定位也存在差异：能源主管部门倾向于将其作为促进可再生能源发展的工具，而生态环境部门则更关注其在碳减排核算中的应用，这种定位模糊导致绿证与CCER等碳市场机制的衔接进展缓慢。
市场流动性不足表现为交易活跃度与核发规模严重不匹配。虽然2024年绿证核发量达47.34亿个，但实际交易量不足核发量的十分之一。造成这种局面的原因包括：市场主体参与意愿分化，许多可再生能源发电企业仍习惯依赖传统补贴机制，对绿证交易持观望态度；而用电侧除少数受政策强制约束的高耗能企业外，大多数企业的绿色电力消费意识仍处于培育阶段。交易成本也是重要因素，特别是对分布式能源和小型用户而言，当前绿证交易流程相对复杂，且跨省交易仍面临隐性壁垒。值得注意的是，不同年份绿证之间的流动性差异极大，2025年新核发绿证相对抢手，而2023年及之前的临期证书则交易清淡，反映出市场对绿证“新鲜度”的敏感。
价格波动剧烈已成为影响市场预期的不稳定因素。2025年以来，绿证价格出现超200%的涨幅，部分时间段甚至经历20倍左右的极端波动。这种剧烈波动源于多重因素：政策窗口效应，如新出台的强制消费要求导致需求短期内集中释放；信息不对称，市场主体对政策走向和供需变化缺乏准确预判；市场操纵风险，部分央企和大型机构可能利用市场支配地位惜售或囤积。价格的不稳定性增加了企业的合规成本和风险管理难度，特别是对绿电消费比例受强制约束的高耗能行业而言，难以进行长期规划。国泰期货研究显示，电解铝、多晶硅、钢铁、水泥行业因绿证采购导致的成本抬升幅度在0.3%-0.6%之间，但若价格持续上涨，这一影响将显著扩大。
区域发展失衡反映了中国能源资源与负荷中心逆向分布的深层次矛盾。东西部绿证市场呈现“冰火两重天”局面：东部经济发达地区如上海、江苏因企业需求旺盛形成明显的买方市场，而西部资源丰富省份如云南、内蒙古则面临供给过剩压力。这种区域分割不仅导致资源配置效率低下，也阻碍了全国统一绿证市场的形成。尽管跨省交易比例已超过50%，但交易成本仍然较高，且受输配电容量和省级保护主义制约。新出台的《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》旨在通过国家电网与南方电网间的“软联通”打破市场分割，但其实际效果仍有待观察。
国际互认障碍限制了中国绿证在全球碳减排体系中的应用范围。虽然中国绿证已获得RE100等国际倡议组织的认可，但与主流的I-REC、GOO等国际绿证标准尚未实现完全互认。这种互认滞后导致中国出口企业面临双重负担：既需购买国内绿证满足监管要求，又需采购国际绿证应对欧盟CBAM等碳边境调节机制。此外，中国绿证的认证标准和溯源体系与国际最佳实践仍有差距，如缺乏全生命周期碳排放数据、绿色属性声明不够透明等，降低了国际买家的信任度。巴西基于区块链的户用光伏国际绿证交易案例表明，技术创新可以显著提升绿证的国际接受度，但我国在这方面的探索仍处于起步阶段。
监管体系不完善使得市场存在规则漏洞和套利空间。当前绿证市场监管面临三方面挑战：一是对绿证生产年度的考核要求可能被放松，如果主管部门允许企业使用往年绿证满足当前年度考核，则对2025年度绿证价格的支撑作用将被严重削弱；二是对绿证重复计算风险的防控不足，同一绿证可能被用于满足不同地区或行业的监管要求；三是对市场操纵行为的识别和处罚缺乏明确依据，难以及时纠正市场失灵。国家能源局各派出机构虽负责辖区内绿证制度实施的监管，但监管资源有限，且与地方政府部门的协调机制如果不畅，影响了监管效能。
技术性壁垒也不容忽视，特别是对分布式能源和新兴业态的包容性不足。当前绿证核发主要针对集中式可再生能源项目，分布式光伏等分散资源参与市场面临较高门槛，全国性制度安排仍待完善。对于新兴业态如风光制氢、源网荷储一体化项目，政策规定其可再生能源发电电量核发不可交易绿证，限制了这些创新模式的收益渠道。此外，绿证核发系统的技术能力也面临挑战，需处理海量数据并确保实时性、准确性和安全性，现有信息化水平与市场需求仍有差距。
五、绿证交易的未来发展趋势
我国绿证市场正处于从政策驱动向市场驱动转型的关键期，未来发展路径将深刻影响全国能源转型进程与经济绿色低碳发展。基于近期政策动向、市场表现和国际经验，绿证交易将呈现标准化程度提升、应用场景拓展、价格机制完善和国际化步伐加快等趋势，逐步成长为支撑“双碳”目标的核心市场机制之一。
政策体系完善化将成为未来几年的主旋律。预计未来将有一系列配套细则出台，重点解决当前存在的政策协调问题：一是明确绿证与碳市场的衔接规则，确保同一减排量不被重复计算；二是细化机制电量对应绿证的处理方式，避免政策套利；三是统一不同区域、行业的绿电消费比例核算标准，增强市场预期稳定性。政策层还将强化激励约束机制，一方面将绿色电力消费要求纳入更多行业的准入标准，另一方面通过绿色金融、财政补贴等手段降低合规成本，如将绿证采购纳入绿色信贷支持范围。这种“胡萝卜加大棒”的政策组合将系统性提升绿证市场需求。
市场需求结构化升级将重塑市场供需格局。根据政策规划，到2030年钢铁、有色、建材、石化、化工等行业企业及数据中心的绿电消费比例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。假设该权重保持每年0.4个百分点的增速(如2023年为32.0%)，则2030年目标比例约34%，对应绿证需求将较当前水平增长数倍。需求结构也将从当前的“政策强制为主”转向“强制与自愿并重”：除传统高耗能行业外，出口企业、上市公司、国际供应链企业将形成稳定的自愿采购群体；个人消费者市场也有望起步，如电网企业和交易平台可能推出面向居民的小额绿证购买服务，将绿色电力消费纳入绿色家庭评价指标。这种需求多元化将有效缓解当前市场对政策过度依赖的脆弱性。
价格机制成熟化将推动绿证从“政策符号”向“市场定价”转变。未来绿证价格形成将更加市场化，但可以通过以下机制避免过度波动：建立绿证价格指数，为市场提供透明、权威的定价参考；推广中长期购买协议，引导发用双方签订多年期合同，稳定市场预期；引入金融衍生品工具，如绿证期货、期权，帮助市场主体管理价格风险。价格水平方面，考虑到政策强制需求的持续释放和国际认可度提升，绿证价格中长期将保持上升趋势，可能超过10元/张。不同年份、地区的绿证价差将逐步缩小，全国统一价格信号将更加明显。价格构成也将更加复杂，除基本的环境价值外，还可能包含“绿色溢价”(反映特定行业或企业的自愿支付意愿)和“稀缺溢价”(反映区域或时段性供需紧张)。
交易模式创新将显著提升市场流动性和效率。借鉴国际经验和中国地方实践，未来绿证交易可能出现以下创新：区块链技术的广泛应用，通过IoT设备采集发电数据、智能合约自动确权与交割、碳足迹溯源模块等创新，可将交易周期从传统30天缩短至7天；分布式能源聚合模式普及，类似江苏试点的方案将推广至全国，允许小规模分布式资源通过虚拟电厂等形式便捷参与市场；跨市场组合交易兴起，绿证可能与碳配额、用能权等环境权益打包交易，满足企业一站式绿色合规需求。交易平台也将向专业化、差异化方向发展，形成全国统一平台与区域特色平台互补的格局。
国际协同深化将加速中国绿证“走出去”步伐。随着欧盟碳关税(CBAM)全面实施和全球碳定价体系趋严，国际绿证需求将持续增长。我国可以采取三方面措施提升绿证国际影响力：推动标准互认，加快国内绿证与I-REC、GOO等国际标准的对接，特别是在核算方法、认证程序和溯源要求等方面协调一致；培育国际认证能力，支持企业提供符合国际要求的“额外性和可持续性认证”及溯源报告，帮助出口企业接轨全球标准；参与国际规则制定，通过双边和多边渠道推广我国绿证体系，争取更多国际组织和贸易伙伴认可。预计到2030年，中国绿证将成为亚太地区重要的跨境环境权益交易品种，显著降低我国企业应对国际碳壁垒的成本。
技术赋能深化将重构绿证核发与交易流程。数字化技术将在以下环节发挥更大作用：核发环节，物联网(IoT)和智能电表将实现发电数据实时采集和自动上报，减少人工干预，提升核发效率；交易环节，人工智能算法可匹配分散的买卖需求，优化资源配置；监管环节，区块链技术确保全链条数据不可篡改，便于审计和追溯。技术赋能还将扩展绿证的应用场景，如与碳足迹核算系统对接，实现产品级绿色电力消费认证；与企业ERP系统集成，自动化绿证采购和碳排放计算。这些技术创新不仅降低交易成本，也增强了绿证数据的可信度和应用价值。
区域一体化加速将推动形成全国统一绿证市场。《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》的实施标志着国家电网与南方电网间的“软联通”取得突破，未来将实现年度、月度、月内及现货等多周期跨电网交易常态化。这种一体化进程将分阶段推进：短期内(2025-2027年)重点打通交易平台和技术标准，实现绿证在国家电网和南方电网经营区间的自由流动；中期(2028-2030年)逐步统一规则体系，形成真正意义上的全国统一市场；长期则可能探索与港澳台及周边国家的绿证互认和交易。区域一体化还将优化资源配置，如组织多方向绿电交易，满足长三角、大湾区等重点地区绿电需求，并探索多年期绿电交易签约。
行业影响深化将使绿证从“电力事务”升级为“全经济议题”。随着绿证消费比例要求扩展至更多行业，其经济影响将超越电力领域：对高耗能产业，绿证采购将成为成本结构中的新变量；对出口导向型制造业，绿证将成为应对国际碳壁垒的战略资源，直接影响产品国际竞争力；对金融业，绿证可能被纳入绿色金融评估体系，影响企业融资成本和可获得性。这种全经济影响将促使各行业建立专业化的绿证管理体系，提供从开发到交易的一站式服务。跨行业协作也将增强，如绿电园区、绿电供应链等创新模式将更普遍，实现绿色电力的规模化、系统化应用。
总体而言，我国绿证市场未来五年预计将经历从“量变”到“质变”的跃升过程，交易规模扩大与制度完善、技术创新同步推进，最终形成具有国际影响力的环境权益市场。这一进程不仅将加速我国可再生能源发展和能源结构转型，也将为全球绿色电力市场建设提供我们的方案。
