国家能源局近日发布的《中国绿色电力证书发展报告（2025）》（以下简称“报告”）显示，截至2025年底，全国累计交易绿证已达14.83亿个，其中绿证单独交易9.95亿个，绿色电力交易绿证4.88亿个。今年一季度，市场更是延续了核发稳、交易旺、价格涨的鲜明特点。一季度全国核发绿证6.98亿个，其中可交易绿证5.04亿个，占比72.22%。一季度全国交易绿证2.4亿个，同比增长21.19%，制造业、数据中心等仍是绿证消费主力。

　　特别需要注意的是，绿证均价从0.72元跃升至5.57元，资源大省也从简单的供需互补转向身兼买卖双重角色。不过，在量价齐升之下，消费动能不足、碳电衔接不畅、国际认可度待提升等隐忧尚存。

　　■■绿证价格呈现“梯度递增”趋势

　　2025年绿证市场，交易价格上涨最引人注目。报告显示，2023年及以前电量绿证均价仅为0.72元/个，2024年电量绿证均价升至2.12元/个，而2025年电量绿证均价则大幅跃升至5.57元/个。今年一季度的数据印证了“梯度递增”这一趋势，2024年2025年2026年电量绿证均价分别为1.51元/个、5.71元/个、7.76元/个。这种价格梯度递增趋势，与新增绿证环境价值认可度高、市场需求旺直接相关。

　　业内指出，早期结转的老电量绿证，往往被视为额外的“零成本”收益，因此低价抛售意愿较强。如今随着社会对绿电价值的共识逐渐形成，特别是重点行业强制消费政策的落地，新增绿证成为刚需，价格自然向真实环境价值回归。

　　绿证价格的回升，是可再生能源行业的及时雨。长期以来，我国新能源发电的环境价值被稀释，绿证价格的逐步回升，既使可再生能源绿色电力价值得到体现，也增强了资本对可再生能源发电项目的投资信心。

　　值得注意的是，绿证价格上涨的同时带来了管理考验，如何在保障绿证环境价值的同时，避免下游用能企业的负担过重，是管理者需要平衡的难题。尤其是当前绿证市场流动性不足、区域参与冷热不均等问题依旧存在，单纯价格上涨难以破局，需要从机制层面打通堵点。

　　一位绿证资深研究专家对《中国能源报》记者表示，重点需在两个维度上统筹：一是加强省级层面的统筹优化。兼顾省内绿电供给、刚性约束下的绿电需求，以及省内外绿证价格差异，通过在省级层面对绿电资源和绿电需求进行统筹协同以及绿证的优化配置，促进当地绿证“买”与“卖”一盘棋。二是要强化绿证与宏观政策的外联与衔接。绿证的流通与交易并非孤立存在，它与可再生能源消纳责任权重、绿色电力消费比例、碳排放双控及碳排放核算等政策机制息息相关。未来应当加强绿证机制与上述政策机制的衔接，进一步扩大绿电消费需求和增加绿证市场流动性。

　　■■资源大省转向“双重身份”

　　特别需要注意的是，去年购入绿证数量前5的省区为广东省、浙江省、内蒙古自治区、新疆维吾尔自治区和广西壮族自治区；出售绿证数量前5的省区为内蒙古自治区、新疆维吾尔自治区、河北省、甘肃省和云南省。

　　广东、浙江等东部负荷中心大举买入，西部风光资源大省大量卖出，符合传统的“西电东送、西绿东送”的电力供需错配格局。但是，内蒙古自治区和新疆维吾尔自治区同时出现在了购入和出售的前5名单里。

　　“我并不觉得这单纯反映了绿电资源和需求的空间错配。我们知道实际是有错配的，因为“三北”、西部风光资源和项目富集，东中部是用电负荷中心，这是传统的电力供需错配。但现在的绿电交易，主要还是需方市场。”中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽对《中国能源报》记者表示。

　　谈及缘何会同时成为绿证的“买家”和“卖家”？时璟丽指出，内蒙古、新疆等新能源富集地区，早已不是单纯的“能源输送基地”，它们同时也是传统高载能产业，如多晶硅、电解铝、钢铁、石化等以及算力等新型产业相对集中的地区。2025年，我国对电解铝明确提出绿电消费比例要求并进行考核，对多晶硅、数据中心、钢铁、水泥等行业也提出了要求，这极大催生了这些行业的绿电需求。

　　作为“卖家”，内蒙古和新疆凭借庞大的风光装机，向外省输出绿证，获取环境收益；作为“买家”，其本地密集布局的高载能和算力企业，在刚性政策约束下，必须大量购入绿证以完成绿电消费比例考核。当本地绿证供给不足以满足本地激增的产业需求，或者本地特定时段绿证价格高于跨区购买成本时，这些资源重镇的企业自然会进入全国市场采购。

　　“2025年的绿电购售集中度，充分反映了这一点。”时璟丽表示。这也标志着我国能源消纳逻辑的重大转变，即从单纯的“远方来电”向“就地消纳与跨区互济并重”转变。西部不再只做原料和电力的供应商，而是通过引入高载能和算力产业，将绿电就地转化为绿色生产力，绿证则是核算这种绿色生产力的核心凭证。

　　■■打通绿证与其他制度协同难点

　　尽管市场热度空前，但绿证深层次问题逐渐显露。国家能源局新能源和可再生能源司副司长潘慧敏坦言，当前我国绿证消费相对动能还不足，可再生能源的绿色环境价值尚未得到充分体现；绿证与碳排放核算衔接路径不够清晰，企业对绿证的需求空间缺乏明确预期；此外，国际规则话语权还不够足，绿证的国际认可度有待提升。

　　面对这些挑战，潘慧敏认为，应从机制、需求、标准和认证多个维度协同发力。“上下”打通绿色环境价值市场化转化机制通道，“左右”打通绿证与其他制度协同难点，“内外”打通相关标准国际互认堵点，系统性提高绿证市场活力。

　　潘慧敏强调，要持续完善绿证价格形成机制，研究制定绿证价格指数并适时向社会公布，稳定企业对绿证价格的预期。同时，应印发非化石能源电力消费核算指南，明确绿证纳入碳排放双控和碳排放核算的具体办法，让绿证成为行业企业降碳减排的基本核算工具。

　　在扩大消费规模方面，政策“有形之手”与市场“无形之手”需同向发力。时璟丽建议，未来激发绿证绿电市场活力，应扩大用能企业消费绿色电力比例要求的范围和规模，且应落实到重点用能行业和单位。而对于中小企业，考虑到实际需求和政策执行度，建议从激励机制出发，推广“绿车充绿电”、居民绿电零售套餐等，营造全社会主动绿色消费氛围。

　　更深层次的破局在于“碳电协同”与“国际互认”。时璟丽指出，核心是将绿电绿证与碳双控、碳考核链接。在地方碳考核、企业碳管理、产品碳足迹核算中，将绿证作为消费绿电的合法有效凭证，这是有效带动所有地区和各类企业消费绿电的根本途径。

　　此外，构建绿色电力消费认证机制，扩大认证结果的采信和应用，为用能单位发放权威“成绩单”和“证明函”同样关键。潘慧敏表示，要加快构建绿色电力消费标准体系，积极推动我国标准国际化，把我国可再生能源的规模优势和技术优势，切实转化为国际规则的话语权，让中国绿证真正成为企业走向国际市场的“通行证”。