绿电交易（Green Power Trading）

3 秒看懂

一句话定义： 绿电交易是将风电、光伏等可再生能源电力的物理电量与环境属性（绿证） 打包成标准化商品，在电力市场中进行买卖的制度安排。

核心等式： 绿电 = 可再生能源电量 + 绿色电力证书（环境价值凭证）

谁买、谁卖： 发电企业（卖方） ↔ 用能企业/售电公司（买方），需求侧驱动力来自ESG合规、碳关税（CBAM）、RE100等国际供应链要求。

3 分钟产业解释

为什么需要绿电交易？

传统电力市场中，风电、光伏与火电同池竞价，一度电就是一度电——环境属性无法定价和流转。绿电交易的本质创新是：

1. 拆分”电力商品”的双重属性：物理电量（上网消纳）+ 环境价值（绿证 GEC / Green Electricity Certificate）
2. 为环境属性建立独立定价机制：使可再生能源的正外部性可以货币化
3. 满足买方的”可追溯”减排需求：企业在披露碳排放（Scope 2）时，需要证明所用电力来自可再生能源

中国绿电交易的制度框架

• 2021年9月，中国正式启动绿色电力交易试点，首批交易在北京、广州两大电力交易中心完成 [国家发改委/国家能源局公告，2021年]
• 交易品种为风电和光伏发电企业的上网电量（后续逐步纳入其他可再生能源类型）
• 绿电交易与**绿证机制（GEC）**逐步融合。2023年国家能源局明确：绿电交易中绿证随电一同划转，实现”证电合一”
• 2023年8月，国家能源局发布《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》，将绿证核发范围扩展至所有可再生能源发电项目

国际对标体系

⚠️ 关键区分：中国 GEC 目前与 I-REC 等国际体系尚未完全互认。部分跨国企业在华运营时仍需同时购买 I-REC 以满足总部 RE100 要求，存在”双重认证”的过渡期问题。

15 分钟专家深入

交易机制深度拆解

交易模式

中国绿电交易主要有两种路径：

路径一：绿电直接交易（中长期）

发电企业 ←→ 用电企业（或代理售电公司）
          通过电力交易中心平台撮合
          签订中长期合同（年度/月度/月内）
          合同包含：电量 + 电价 + 绿证

路径二：绿证单独交易

可再生能源发电项目 → 核发绿证 → 在绿证交易平台挂牌
                              → 用能企业按需购买
                              （"证电分离"模式）

价格形成

绿电价格 = 电能量价格 + 绿证价格（环境溢价）

• 电能量价格通常参考当地电力市场化交易的基准价或政府定价
• 绿证价格（环境溢价部分）由供需决定，波动较大
  • 2023年前后，国内绿证价格区间较大，从几元/MWh到数十元/MWh不等，具体取决于项目类型、供需状况和时间窗口 [行业估算，因交易分散且价格不完全公开]
  • 2023年绿证扩围（纳入平价项目）后，市场预期供给增加，绿证价格整体呈下行趋势 [行业观察]

结算与消纳凭证

• 绿电交易电量计入用户所在省份的可再生能源电力消纳责任权重（RPS）
• 这是地方政府推动绿电交易的核心激励之一——消纳权重完成情况被纳入考核

产业链博弈格局

┌─────────────────────────────────────────────────────┐
│                    需求侧驱动力                        │
│  ┌──────────┐  ┌──────────┐  ┌───────────────────┐  │
│  │ RE100等   │  │ EU CBAM  │  │ 国内碳市场/ESG    │  │
│  │ 国际承诺  │  │ 碳关税   │  │ 信息披露要求      │  │
│  └─────┬────┘  └─────┬────┘  └────────┬──────────┘  │
│        └──────────────┼────────────────┘             │
│                       ▼                               │
│            出口企业 / 大型工业企业 / 科技公司           │
│                       │ 购买意愿                       │
│                       ▼                               │
│            ┌─────────────────────┐                    │
│            │   绿电交易市场       │                    │
│            │ (电力交易中心平台)   │                    │
│            └──────────┬──────────┘                    │
│                       │                               │
│        ┌──────────────┼──────────────┐               │
│        ▼              ▼              ▼               │
│   ┌─────────┐  ┌──────────┐  ┌──────────┐          │
│   │ 风电    │  │ 光伏发电  │  │ 其他可再生│          │
│   │ 发电企业│  │ 企业      │  │ 能源企业  │          │
│   └─────────┘  └──────────┘  └──────────┘          │
│                    供给侧                              │
└─────────────────────────────────────────────────────┘

EU CBAM 的传导效应

碳边境调节机制（Carbon Border Adjustment Mechanism） 对中国绿电交易市场有重要间接推动：

• CBAM 覆盖钢铁、铝、水泥、化肥、氢、电力等品类（过渡期2023-2025，正式征收2026年起）
• 出口欧盟的企业需要核算并降低产品碳足迹，使用绿电是关键减排路径之一
• 但需注意：CBAM 目前主要以直接排放（Scope 1） 为主计算碳关税，间接排放（Scope 2，即外购电力排放） 的核算方式仍在完善中 [截至已知政策框架]
• 因此 CBAM 对绿电需求的拉动是间接且逐步增强的，而非一步到位

技术原理

绿电交易的核心机制——“证电合一”与”证电分离”

绿电交易的技术本质是环境属性的登记、追踪与注销。理解这个机制需要拆解三个层次：

层次一：绿证的生成

可再生能源发电项目
        │
        ▼ （并网发电 + 计量）
电网调度/计量系统确认发电量
        │
        ▼ （核发）
每 1 MWh → 1 个绿证（GEC）
        │
        ▼ （登记）
绿证登记系统记录：
  - 项目名称、类型（风电/光伏/...）
  - 发电时间、所在省份
  - 项目装机、是否享受补贴

层次二：绿证的流转

模式A——证电合一（捆绑交易）：

买方 ←── 绿电交易合同 ──→ 卖方
  │                         │
  │   包含：电量 + 绿证     │
  │   通过电力交易中心结算   │
  ▼                         ▼
用电企业获得               发电企业获得
物理电量 + 绿证权益         电费收入

模式B——证电分离（绿证单卖）：

发电企业 ──→ 绿证交易平台（挂牌出售）
                  │
                  ▼
            用能企业购买绿证
            （仅获得环境属性，
             不获得物理电量）

层次三：绿证的注销

企业购买绿证后
    │
    ▼ 用于碳排放核算 / ESG报告 / 消纳权重抵扣
    │
    ▼ 在系统中标记为"已注销"（Retired/Cancelled）
    │
    ▼ 不可再次交易（防止重复计算）

关键原则：同一 MWh 的环境属性只能被使用一次——这是整个绿证体系公信力的基石。

绿电消纳责任权重（RPS）机制

国家层面设定各省年度消纳目标
        │
        ├── "总量消纳权重"：可再生能源电力占总用电量比例
        ├── "非水消纳权重"：非水可再生能源电力占总用电量比例
        │
        ▼
省级政府分解到承担消纳责任的主体
  - 电网企业（统一收购部分）
  - 售电公司
  - 大用户（直购电用户）
        │
        ▼
完成方式：
  ① 自建可再生能源项目
  ② 购买绿电（绿证随电走）
  ③ 购买单独绿证
  ④ 超额消纳量可转让
        │
        ▼
未完成 → 纳入考核 / 补缴

国际碳核算中绿电的处理

在 GHG Protocol（温室气体核算体系）框架下：

对于企业而言，Scope 2 市场法（Market-based） 是绿电交易真正发挥作用的核算路径。RE100 等倡议通常认可市场法下的绿电采购。

技术演进史

中国绿电/绿证制度演进时间线

2017 ─────── 中国启动可再生能源绿证自愿认购制度
  │            国家可再生能源信息管理中心核发
  │            但市场反应冷淡，交易量极小
  │
2020 ─── "双碳"目标提出（2030碳达峰/2060碳中和）
  │         绿色电力需求预期大幅升温
  │
2021.09 ── 绿色电力交易试点正式启动
  │           首批交易完成，国家电网/南方电网辖区同步开展
  │           标志着"证电合一"模式落地
  │
2022 ──── 绿电交易规模逐步扩大
  │          省间/省内交易并行
  │          部分省份消纳权重考核趋严
  │
2023.02 ── 国家发改委等发布《关于享受中央政府补贴的
  │          绿色项目参与绿色电力交易有关事项的通知》
  │          明确补贴项目可参与绿电交易，补贴退坡与市场化衔接
  │
2023.08 ── 国家能源局发布绿证全覆盖通知
  │          核发范围扩展至所有可再生能源发电项目
  │          原来不核发绿证的带补贴项目开始核发
  │          → 绿证供给大幅增加
  │
2023-2024 ─ 中国绿证与国际体系互认讨论推进
  │           I-REC 中国区业务调整（政策影响）
  │           部分跨国企业面临过渡期认证选择
  │
2024-2025 ─ 绿电交易与碳市场、用能权交易的衔接机制
              持续完善中（政策进行时）

全球绿电交易市场演进

技术路线对比

绿证体系横向对比

企业获取绿色电力的路径对比

上下游

产业链全景

上游（发电侧）                 中游（交易/服务）           下游（用电侧）
┌─────────────────┐      ┌───────────────────┐     ┌──────────────────┐
│ 风电开发运营商   │      │ 电力交易中心      │     │ 出口制造企业     │
│ 光伏开发运营商   │─────→│ (北京/广州/省级)   │────→│ (光伏组件/电池等)│
│ 水电运营商       │ 电力 │                   │绿电 │                  │
│ 生物质发电等     │ +绿证│ 绿证交易平台      │合同 │ 大型科技/互联网  │
│                  │      │ (国家/地方)       │     │ 企业             │
└─────────────────┘      └───────────────────┘     │                  │
        │                        │                  │ 高耗能行业       │
        │                        ▼                  │ (钢铁/化工等)    │
        │                 ┌──────────────┐          │                  │
        │                 │ 售电公司/     │          │ 数据中心/算力    │
        │                 │ 负荷聚合商    │          │ 平台             │
        │                 │ 绿色电力      │          │                  │
        │                 │ 咨询服务商    │          └──────────────────┘
        │                 └──────────────┘
        │                        │
        ▼                        ▼
  ┌─────────────┐         ┌───────────────┐
  │ 电网企业     │         │ 第三方认证/   │
  │ (输配电+    │         │ 核查机构      │
  │  绿证核发配合)│         │ (碳核算/ESG) │
  └─────────────┘         └───────────────┘

关键供应链节点

关键指标

供需与市场数据

需求侧驱动力（定性分析）

国际需求拉力：

• RE100/CCL（Climate Group）：成员企业承诺100%可再生电力，在华运营需采购绿电
• EU CBAM：虽然当前以直接排放为主，但间接排放核算规则的完善将逐步加大绿电需求
• 供应链传导：苹果、特斯拉等终端品牌要求供应链企业使用绿电，形成”绿色供应链”压力链
• ESG 评级/披露：ISSB（国际可持续准则理事会）等新规要求企业披露Scope 2排放数据

国内需求推力：

• 消纳权重考核：省级政府必须完成国家下达的可再生能源消纳目标
• 碳市场预期：未来CCER（国家核证自愿减排量）与绿证的衔接机制一旦明确，将进一步提升绿证价值
• 企业ESG披露：中国证监会/国资委逐步推动上市公司ESG信息强制披露
• 数据中心/算力产业：AI大模型训练等高耗能产业面临”绿色算力”合规压力

供给侧分析

• 中国可再生能源装机快速增长，截至2024年风电、光伏累计装机规模已居全球首位 [行业共识]
• 2023年绿证扩围后，供给端大幅扩容——原来带补贴项目不发绿证，现在全部纳入核发范围
• 供给扩容带来绿证价格下行压力，部分市场化绿证价格较低 [市场观察]
• 但高质量、可追溯的绿证（如特定项目、长期合同对应）仍保持溢价

市场规模估算

⚠️ 以下为基于公开信息的粗略估算框架，具体交易数据以官方披露为准。

估算逻辑：
  中国年用电量 ≈ 9+ 万亿 kWh（2023年水平 [国家统计局]）
  可再生能源消纳权重目标 → 逐年提升至一定比例
  若假设绿电交易占可再生能源消纳的 10%-30%
  则绿电交易电量可达 数千亿 kWh 量级

  绿证单价（环境溢价）× 交易量 = 市场价值
  
  即使按较低单价估算，绿电交易市场规模也在
  数十亿到百亿人民币级别 [粗略估算]

代表公司与资本映射

发电侧（供给侧）

中游（交易/服务）

下游（需求侧）

咨询/服务

投资逻辑

核心投资主线

主线一：供给端——可再生能源运营商

• 逻辑：绿电交易为可再生能源发电提供了额外的环境溢价收入，改善项目IRR
• 关注：风/光资源优质区、平价上网项目占比高、参与绿电交易活跃的运营商
• 风险：绿证供给扩容→溢价收窄

主线二：需求端——绿色供应链受益

• 逻辑：CBAM + RE100 驱动出口型企业刚性购买绿电，提升可再生能源消纳需求
• 关注：对欧出口占比高、碳密集型行业中率先完成绿电采购的龙头企业
• 传导路径：下游绿电需求增长 → 中游交易活跃 → 上游运营商受益

主线三：中游——电力交易与碳资产服务

• 逻辑：绿电交易规模扩大 → 交易服务、碳资产管理、绿色认证需求增长
• 关注：具备碳资产开发能力、能源数字化平台、电力交易服务能力的企业
• 风险：中游服务壁垒相对不高，竞争激烈

催化剂与风险

常见误读纠偏

❌ 误读一：“买绿证就等于减排”

纠偏： 购买绿证获得的是环境属性声称权，而非实际减排量。

• 如果一个地区电网本身排放因子已经很低（如水电大省），购买绿证的边际减排意义有限
• 绿证的价值更多体现在合规（消纳权重）和市场（碳核算/ESG）层面
• 从物理角度看，绿电购买并不改变特定时段电网的发电结构和实时碳排放
• 但国际碳核算体系（如GHG Protocol Scope 2市场法）认可绿证的减排声称

❌ 误读二：“绿证扩围 = 绿证贬值、绿电交易没前途”

纠偏： 扩围确实增加了供给、短期压低价格，但需要动态看：

• 需求端增速更快：RE100/CBAM/ESG披露等需求侧驱动力在加速
• 高质量绿证仍有溢价：可追溯项目、长期合同绑定的绿证价格高于普通挂牌价
• 制度完善提升市场信心：全覆盖后交易规则、计量标准更统一，有助于吸引更大规模参与者
• 价格下行是市场走向成熟的必经阶段，不代表市场空间缩小

❌ 误读三：“EU CBAM 直接对绿电交易产生巨大利好”

纠偏： 这一逻辑链条比通常理解的要复杂：

• CBAM 当前主要覆盖直接排放（Scope 1），电力作为间接排放的核算方式仍在完善
• CBAM 覆盖品类（钢铁、铝、水泥、化肥、氢、电力）中，“电力”是指跨境输电，与一般出口制造业的间接排放核算不完全是一回事
• CBAM 对绿电需求的拉动是间接且渐进的——主要通过品牌供应链合规和ESG压力传导
• 不应过度简化为”CBAM来了 → 绿电需求暴涨”

❌ 误读四：“中国绿证在国际上完全不被认可”

纠偏：

• RE100 技术顾问组已对中国GEC体系进行了评估，部分条件下逐步认可
• 这是一个动态进展中的过程，而非一成不变
• 但由于中国绿证体系的独立性以及国内监管对I-REC等国际体系在华活动的政策调整，互认过程存在复杂性

学习路径

入门阶段（1-2天）

1. 了解绿证基本概念：阅读国家能源局关于绿证的政策解读文件
2. 理解碳核算基础：学习 GHG Protocol Scope 2 核算方法（市场法 vs 地方法）
3. 了解RE100倡议：访问 RE100 官网，了解企业绿电采购的要求框架

进阶阶段（1-2周）

4. 研究中国电力市场化改革：理解电力中长期交易、现货市场等基础制度
5. 跟踪政策动态：关注国家发改委/能源局关于绿电交易、消纳权重的最新文件
6. 了解EU CBAM：阅读欧盟官方CBAM法规文本及其对中国出口行业的影响分析

深度阶段（持续）

7. 对比国际绿证体系：研究 GO/REC/I-REC/TIGR 各体系的异同
8. 跟踪绿电交易市场数据：关注电力交易中心发布的交易简报
9. 研究碳市场与绿证的衔接：CCER重启、碳配额与绿证的关系、国际碳信用体系
10. 实地调研/参与：参与企业绿电采购项目、了解交易实操流程

一句话总结

绿电交易是将可再生能源的环境价值从”政策补贴驱动”转向”市场化定价驱动”的关键制度创新，其市场空间取决于国际合规压力（CBAM/RE100）与国内碳市场建设两条腿的协调推进速度。

延伸阅读与来源

政策文件（一级来源）

• 国家发改委/国家能源局关于绿色电力交易试点相关公告（2021年9月）
• 国家能源局《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》（2023年8月）
• 国家发改委《关于享受中央政府补贴的绿色项目参与绿色电力交易有关事项的通知》（2023年2月）
• 各省年度可再生能源电力消纳责任权重目标（国家发改委/能源局年度发布）

行业报告与研究

• GHG Protocol：《Scope 2 Guidance》——理解企业碳核算中绿电的角色
• RE100 / The Climate Group：年度进展报告、技术指导文件
• BloombergNEF (BNEF)：全球企业绿电采购（Corporate PPA）市场追踪
• 中国电力企业联合会：年度电力统计报告
• I-REC Foundation：国际绿证体系年度报告

国际框架

• EU CBAM 法规：Regulation (EU) 2023/956
• ISSB（IFRS S2）：气候相关披露准则中关于能源使用的披露要求
• RE100 技术指导：对中国GEC体系的认可评估进展

学术/深度分析

• 关于中国绿证与国际体系互认的研究论文（可在知网/Google Scholar检索”中国绿证 国际互认”）
• 电力市场设计相关的国际比较研究

本页信息基于截至知识截止日的公开政策文件和行业共识整理。绿电交易政策和市场处于快速演进中，具体交易数据、价格、政策细节请以最新官方发布为准。

文中涉及市场规模、价格区间的数字如无特别标注来源，均为基于公开信息的定性估算，不构成投资建议。