我国绿电、绿证及碳市场发展与趋势展望

2025年9月24日，国家主席习近平在联合国气候变化峰会上宣布了我国新一轮国家自主贡献（NDC）目标，全面展现了我国应对气候变化和绿色低碳转型的决心和力度。“十四五”以来，我国风电、光伏发展速度和力度前所未有，新增装机屡上新台阶，截至2025年底总装机规模占全部电源装机比重达47%，已历史性超过火电，跃居系统第一大电源。“十五五”时期将是加快构建新型能源体系、大力推进能源转型的关键期，必须在确保能源安全的基础上，从体制、市场、技术等多维度协同发力，采取一系列扎实有效的措施加快能源转型步伐。当前，我国从能耗双控转向碳排放双控，这就要求绿电、绿证与碳市场之间建立更加紧密的衔接。2025年，三个市场取得显著进展：绿电交易规模迅猛扩大，绿证实现全覆盖核发且国际认可度大幅提升（获RE100无条件认可），全国碳市场运行平稳并成功扩围至钢铁、水泥、铝冶炼行业。然而，三个市场间政策协同与市场衔接机制有待加强、市场交易规则与制度体系需要完善、绿电消费认证与激励机制尚不健全等问题制约了整体效能的发挥。

本文系统分析了2025年我国绿电、绿证及碳市场的发展现状，深入剖析了三个市场面临的主要问题及挑战，并提出了促进三个市场协同发展的政策建议，以期为我国绿电、绿证及碳市场发展提供参考，助力能源绿色低碳转型和“双碳”目标的实现。

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我国绿电、绿证及碳市场政策沿革和取向

我国绿电、绿证及碳市场政策历经多年探索与实践，已形成覆盖全面、层次清晰、协同推进的政策体系。总体来看，三大市场政策演进呈现出从试点先行到全面铺开、从独立运行到协同衔接、从政策驱动到市场主导的特征，为实现能源绿色低碳转型和“双碳”目标奠定了坚实的制度基础。

绿电市场自启动以来，交易量稳健增长。国家通过政策引导市场主体参与绿电交易，推动绿色电力消费。2025年出台多项新政，包括新能源上网电价市场化改革方案及绿电直连政策，完善差价结算制度，推动绿电直连模式创新等。政策取向从试点先行转向市场机制优化，为可再生能源的消费创造出多样化的场景。

绿证市场政策随着可再生能源进入“平价上网”时代，开始通过“责任约束”和“核算绑定”，让更多主体主动参与绿证交易。2023年是绿证的“制度重构年”，确立其可再生能源电量环境属性的唯一证明。2025年RE100宣布无条件认可中国绿证，让绿证成为衔接“碳市场、国际规则、产业转型”的核心工具。政策取向从依赖财政补贴到依靠市场化机制，从国内自我循环到对接国际规则，为企业“走出去”和国内碳市场完善提供了有力支撑。

碳市场已形成全国强制碳市场和全国温室气体自愿减排市场互为补充、协同推进的全国碳市场体系。强制减排市场2025年首次扩围至钢铁、水泥、铝冶炼行业，覆盖排放量占比超60%。自愿减排市场2024年重启后新增14项方法学，形成完整市场体系。政策取向从“搭建基础框架”迈入了“深化机制、扩大影响”的新阶段。

三大市场政策取向呈现三大共性：一是从政策驱动向市场化转变，价格发现功能逐步强化；二是从独立运行向协同衔接转变，电—证—碳联动机制加速构建；三是从国内循环向国际接轨转变，主动应对国际绿色贸易壁垒。

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我国绿电、绿证及碳市场发展现状

我国绿电市场发展现状分析

绿电交易规模快速增长。2025年绿电交易量达3285亿千瓦时，同比增长38.3%，规模达到2022年的18倍，绿电消费需求持续旺盛。多年期绿电购买协议（PPA）累计成交电量达700亿千瓦时，实现多年期绿电交易按月常态化开市。跨经营区常态化交易机制首次实现大湾区用户用上内蒙古绿电、长三角用户引入广西绿电，有效满足了企业绿色用能需求。

绿电交易机制持续优化。绿电交易实现从月度、年度交易向“小时级”精细化交易迈进。省间绿电交易全面转为曲线交易，山东、浙江、甘肃等现货试点省份实现省内绿电转为曲线交易，推动绿电交易与省内现货市场建设衔接。分布式光伏以聚合方式参与绿电交易取得突破，江苏、浙江、安徽累计成交19.7亿千瓦时。江西试点小时级绿电溯源交易累计超7亿千瓦时，有效提升了交易的精准度和透明度。

跨省跨区绿电交易实现突破。北京电力交易中心联合首都、新疆电力交易中心实施错峰绿电交易，利用新疆与北京2小时光照时差，将新疆午后光伏发电高峰与北京傍晚用电高峰精准衔接。2025年6月，广东成功组织开展全国首次多通道、大范围跨经营区“点对点”绿电交易，消纳甘肃、青海、蒙东、蒙西等地区绿电0.3亿千瓦时（广东侧），标志着跨区绿电资源配置迈出实质性步伐。

我国绿证市场发展现状分析

绿证核发实现全覆盖。2025年，我国绿证制度迈入高质量发展阶段。国家能源局全年核发绿证29.47亿个，其中可交易绿证18.93亿个，占比64.23%。从能源类型看，常规水电核发绿证10.52亿个（占比35.70%），风电核发10.39亿个（占比35.26%），太阳能发电核发6.72亿个（占比22.81%），实现绿证核发全覆盖。

绿证交易规模持续扩大。全年交易绿证9.30亿个，占可交易绿证比例49.13%。其中单独交易绿证6.80亿个（占比73.12%），绿色电力交易绿证2.50亿个（占比26.88%）。价格呈现“新证高价、存量低价”的分化特征，2025年新证均价5.22元/个，旧证均价2.56元/个。

国际认可实现突破。2025年5月，国际绿色电力自愿消费倡议组织（RE100）宣布无条件认可中国绿证，企业使用中国绿证无需再提供额外证明。这一突破标志着中国绿证与国际标准基本接轨，为我国外向型企业应对欧盟碳边境调节机制（CBAM）提供了有力支撑，绿证服务企业构建绿色竞争力的作用日益凸显。

我国碳市场发展现状分析

碳市场首次扩围。2025年是全国碳市场从“单一”迈向“多元”的关键之年。3月，国务院正式批准钢铁、水泥、铝冶炼3个行业纳入全国碳市场，实现碳市场首次扩围。扩围后新增重点排放单位近1300家，增加覆盖温室气体排放总量约30亿吨，覆盖二氧化碳排放量占全国总量比例提高至60%以上。

强制碳市场交易规模持续扩大。全年碳排放配额成交量2.35亿吨，同比增长24.36%；成交额146.30亿元；成交均价62.36元/吨。纳入配额管理的重点排放单位共计3378家，其中发电行业2087家、钢铁行业232家、水泥行业962家、铝冶炼行业97家。

自愿减排市场交易活跃。2025年3月7日至12月31日，CCER累计成交量884.41万吨，成交额6.26亿元，累计成交均价70.76元/吨。全年新增12项正式发布的方法学，聚焦可再生能源利用、节能提高能效、农业废弃物资源化、生态系统碳汇、非二氧化碳温室气体减排等国家应对气候变化战略方向和碳达峰碳中和重点行动，为我国实现全经济范围，包括所有温室气体的新一轮国家自主贡献目标提供了有效的市场激励机制。

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我国绿电、绿证及碳市场面临的主要问题与挑战

绿电市场方面

一是跨省区交易瓶颈依然存在。在新能源装机快速增长的背景下，跨省跨区输电能力成为新的消纳瓶颈。尽管“沙戈荒”基地建设和东部分布式光伏发展缓解了部分供需矛盾，但通道资源的时空错配问题依然存在，送端省份“有电送不出”、受端省份“有钱买不到”的结构性矛盾尚未根本解决。二是市场主体动力不足。绿电消费格局虽向“强制+自愿”转变，但大量中小企业仍处于观望状态，需求侧活力有待激发。三是政策过渡期衔接不畅。当前存在政策碎片化问题，国家—省—市各级绿电消费激励、能耗双控与碳双控衔接规则不统一，企业采购缺乏明确指引。四是交易机制有待完善。我国绿电交易及电—碳核算体系暂未全面与现货市场建立联动。此外，绿电交易多为短期合约，多年期合约占比低，缺乏价格保险、资产证券化等风险对冲工具，难以匹配绿电项目长周期融资需求，也无法有效对冲价格与出力波动风险。

绿证市场方面

一是绿证政策协调性不足。可再生能源项目在“机制电价”和“绿证收益”间只能二选一，导致市场供应量被人为收缩；机制电量对应绿证处理规则不明确；绿证功能定位存在差异，与CCER等碳市场机制衔接进展缓慢。二是市场活跃度不高。绿证交易主要集中在少数大宗交易上，中小企业和个人参与度不高，市场流动性有待提升。三是绿色环境价值未充分体现。绿证所蕴含的环境价值在购买方的实际应用范围内无法得到充分释放，消费需求不足制约了绿证价值的实现。四是国际规则互认有待提升。我国绿证虽获得RE100认可，但与欧美主流能源证书体系尚未实现互认，机制壁垒依然阻碍国际流通。

碳市场方面

一是市场覆盖范围有限，履约驱动特征明显。尽管首次扩围至钢铁、水泥和铝冶炼行业，覆盖排放量占比超60%，但交易仍呈现清缴期前量价齐升、履约后活跃度显著下降的特征，难以形成基于长期碳资产管理的常态化交易。二是配额管理机制亟待完善。当前全国碳市场只有二级现货交易，缺乏一级市场（配额拍卖），限制了碳市场配置资源的效率。此外，配额分配目前全部采用免费方式，虽然降低了对企业的影响，但从长期看将损失碳市场的效率。三是碳金融创新力度不足。全国碳市场金融属性远未释放，交易品种单一，缺乏期货、期权等衍生品，流动性不足；参与主体也仅限于控排企业，金融机构尚未入场，市场活力不足。四是监管体系面临新挑战。多行业扩围带来数据质量控制、核算与核查挑战，钢铁等行业工艺流程复杂、排放源种类多，企业能力参差不齐，制度建设亟待加强。

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促进我国绿电、绿证及碳市场发展的政策建议

统筹制度层面的协同机制设计

建立统一的顶层设计框架。建议在国家双碳办公室指导下，由国家发展改革委、生态环境部、国家能源局等部门建立“电—证—碳”市场协同发展机制，统筹制定三个市场的发展规划和政策措施。制定“电—证—碳”市场协同发展指导意见，明确协同发展的目标、路径和时间表。

建立跨部门协调机制。在中央层面建立部际联席会议制度，统筹制定三个市场的发展规划和政策措施。在省政府层面成立“电—碳工作领导小组”，发展改革委（能源局）与生态环境部门共同负责开展电—碳市场的衔接标准、市场数据信息共享、监管考核等机制创新研究。

完善市场层面的协同交易机制

推进碳市场与绿电、绿证等市场化机制的衔接。强化绿证交易与碳减排目标关联，将消纳责任分解至重点用能单位，通过“未达标的处罚、超额的奖励”双向作用，引导企业主动通过购买绿证或绿电完成减排任务。优化配额分配方式，稳步收紧行业基准值，尽快引入配额有偿分配。

建立“电—碳—证”多市场协同机制。借鉴江西等省市小时级绿电交易经验，逐步铺开绿电小时级计量、结算、溯源。建立统一的电碳核算标准，明确碳价与电价联动机制及绿证抵扣规则。优化绿证供给管理，拓展应用场景，形成三个市场功能互补、价格联动的协同格局。

创新交易品种与价格信号。发展绿电期货、期权等金融衍生品，为企业提供长期价格预期和风险管理工具。探索分时电价机制，将绿电交易细化为小时级量价合约，以精细化价格信号引导用户削峰填谷、优化用能行为。

完善跨省绿电交易规则。持续扩大绿电供给，推动以绿电交易方式落实省间新能源优先发电计划。针对西部资源富集、东部需求旺盛的格局，设计“绿电+辅助服务”捆绑交易产品，提升绿电输送能力，促进资源在更大范围内优化配置。

推进国际合作与互认机制建设

提升国际话语权。构建考虑绿电交易的碳核算与碳认证体系。依托双多边政府对话机制，深度嵌入全球涉碳规则体系，提升中国在全球气候治理中的话语权。同时加强与ISO、GHG Protocol等国际标准接轨，在碳市场建设标准、方法、数据质量技术等方面发挥引领作用。

应对CBAM挑战。加快绿证体系向小时级溯源、区块链存证升级，实现与国际互通互认。加强碳成本、碳足迹、绿证绿电等议题的国际交流沟通，引导贸易伙伴认可我国碳定价机制和绿证绿电。完善应对CBAM的碳市场支撑体系，加强碳成本支付记录、排放核算数据和证明材料的管理要求。

参与国际碳市场机制。基于巴黎协定第6.4条国际碳市场机制，加快我国自愿减排机制与全球市场深度融合与接轨，率先推动区域性国际碳信用市场示范项目，促进技术、标准、数据与市场基础设施的互联互通。探索“碳信用+绿色金融”“技术转移+碳信用”等国际新型合作模式，为全球碳信用市场建设贡献“中国方案”。

强化金融支持及相关保障措施

强化绿色金融支持。加大绿色金融对绿色电力消费的支持力度，强化绿色信贷支持。将绿色电力消费要求纳入绿色产品评价标准，研究制定政府采购支持绿色产品政策。引入多元化交易主体，允许银行、保险、基金等金融机构参与配额交易，发挥其在风险管理、价格发现等方面的专业优势。

加强专业能力建设。建立多层次的培训体系，提升政府部门、企业、金融机构等各类主体的碳管理和绿电交易能力。加强对市场主体的专题培训，普及国际碳排放规则与绿电PPA交易知识，提升企业合规操作与风险应对能力。建议政府及交易机构建立专家咨询委员会，为政策制定和市场发展提供智力支持。

推进试点示范引领。选择基础条件好、积极性高的地区开展“电—证—碳”市场协同发展试点，探索可复制可推广的经验做法。重点在京津冀、长三角、粤港澳大湾区等区域开展跨区域协同试点，在新疆、甘肃、内蒙古等资源富集区开展绿电外送试点，在浙江、江苏、山东等发达地区开展绿电直连试点。

建立科学评估机制。建立科学的评估指标体系，定期评估三个市场协同发展的成效。委托第三方机构开展独立评估，及时发现问题并调整政策。建立信息公开制度，定期发布市场运行报告，接受社会监督。

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我国绿电、绿证及碳市场发展趋势展望

展望未来，我国绿电、绿证及碳市场将呈现五大发展趋势：

政策导向从“能耗双控”向“碳排放双控”转变。“十五五”期间，我国将全面实行碳排放总量和强度双控制度，碳排放成为核心约束指标。企业为降低碳排放强度，将更积极采购绿电、绿证以降低排放。绿证与碳核算体系的衔接加速，绿证在碳排放核算和碳足迹管理应用中将发挥更大作用。

市场需求从“自愿减排”向“强制+自愿”转变。可再生能源电力消纳责任权重将从省级层面进一步细化至重点行业及重点用能单位。企业面临明确的绿电消费比例要求，推动绿证、绿电交易从“自愿”向“强制+自愿”结合转变，市场规模将持续扩大。

价格机制从“政策主导”向“市场发现”转变。随着新能源上网电量全面进入电力市场，电价由市场形成，波动性将显著增强。用户侧绿电采购策略更趋灵活，中长期购电协议和绿电金融产品将逐步普及，绿证价格机制逐步体现稀缺性和区域差异。

资源配置从“跨区送电”向“就近消纳+外送”转变。分布式能源、园区级绿电项目将更受重视，中长期交易中“就近消纳”占比将越来越高。跨省区交易出现“绿电+辅助服务”“分时段交易”等创新品种，送受端省份之间利益共享机制逐步完善。

国际接轨从“被动应对”向“主动引领”转变。依托绿电直连、绿电采购协议等物理溯源方式，通过节点电价结算、小时级数据匹配等技术手段，构建符合国际标准的绿电溯源体系，助力企业应对碳关税等国际贸易壁垒，提升国际竞争力。绿证国际互认范围持续扩大，也可为新能源企业“走出去”提供新路径。