进入中国绿色电力证书交易平台，可以看到当前数据显示，绿证挂牌交易月成交均价为8元/个。今年“五一”期间，绿证单张成交价格处于0.82元—6.04元/个之间。当最低成交价格跌破1元/个时，意味着，一度电的绿证收益不足0.1分钱。

与此同时，自2021年绿电交易试点启动以来，我国绿证交易量取得明显增幅。截至今年6月11日，国家电网绿证交易平台累计交易绿证6025万张，折合电量602.5亿千瓦时；其中今年已成交绿证3516万张，是去年同期的29倍。

一边是交易量的迅速增长，一边是交易价格的低迷态势。绿证交易下一步会怎么走？未来价格走势如何？问题的答案影响企业的选择。安永（中国）企业咨询有限公司合伙人萧富升告诉记者：“目前，绿证方面短期仍然供大于求，但长期将趋于平衡，价格将稳步回升。”

短期内价格继续走低，长期将缓慢上升，并与国际绿证接轨

绿证是绿色电力证书的简称，是一种具有唯一代码标识的电子凭证，实质就是绿色电力的“身份证”。每一张绿证代表一兆瓦时（1000度）的绿色发电量。每一张绿证的产生或交易，意味着有1000度可再生能源绿色电力已上网或被消费。

在国家能源局等部门发布的绿证相关政策的带动作用下，2021年起，中国绿证交易逐渐活跃起来。截至2022年年底，全国累计核发绿证约5954万张、累计交易数量1031万张。其中，仅2022年交易数量便达到969万张，占到总交易量的约94%。

2023年，中国绿证核发量达到2022年的7.8倍。北京电力交易中心2023年绿证交易量达到2022年交易量的16.3倍；广州电力交易中心绿证交易量达到2022年的5.1倍。

从数据中可以看出，近年来，中国绿证交易量增幅明显。但在价格方面，却是另一番景象。

据北京电力交易中心平台显示，2023年1月—8月，国网经营区平价绿证交易均价为25元/个；2023年8月—12月，国网经营区平价绿证交易均价下降至18.4元/个；今年1月—3月，进一步降至11.2元/个；今年“五一”期间，跌破1元/个。

面对这种“两重天”的局面，萧富升解释说：“绿证价格的短期下跌趋势主要是由于国家发改委、财政部、国家能源局于2023年8月3日发布的《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》（以下简称《通知》）明确，绿证的有效期为两年，因此在存量绿证中不乏大量即将过期的绿证。”这些绿证拉低了整体售价。

未来趋势如何？他认为，随着电—碳市场的协同发展，碳价的持续攀升或将成为驱动绿电、绿证价格上涨的催化剂。他说：“据6月18日全国碳交易市场数据，当天全国碳市场成交均价为96.04元/吨。相较于48元/吨的全国碳市场初启日开盘价，当前碳价已翻倍。今年的《政府工作报告》指出，2024年将扩大全国碳市场行业覆盖范围，同时完善相关法律法规，建设更成熟的碳市场。在全国碳市场扩容工作加快、碳配额预期收紧、碳监管政策趋严的大背景下，全国碳市场碳价持续走高，年内最高涨幅超过3成。不断走高的碳价会形成有效的价格信号，通过企业履约成本的上浮传导给控排企业减排的压力，从而刺激企业加大碳减排力度。其中，通过使用或购买绿电降低企业电力碳排放是各行业主要的降碳手段。绿证是对绿电履约的补充，两者都是绿色价值的市场体现。短期来看，绿证价格仍将继续走低。长期来看，存量绿证将逐步过期，市场放量趋于稳定，促进绿证消费的政策进一步出台以及中国绿证国际认可度的提升，将推动绿证供需达到均衡，价格也会趋近真实的市场需求，长期绿证价格将缓慢上升，并与国际绿证接轨。”

提升中国绿证国际认可度面临挑战

中国绿证在国际互认方面面临一定挑战。全球可再生能源倡议RE100等权威组织对中国绿证仍为有条件认可，即要求使用中国绿证的企业提交额外声明，以确保可再生能源电量的环境属性不被重复计算。

目前，欧盟碳边境调节机制（CBAM）的数据核算中与绿证没有任何关联，因此，目前绿证对于中国企业应对CBAM难以发挥作用。萧富升介绍，中国绿证缺乏国际互认主要源于客观上的市场政策还在逐步完善，同时RE100等组织还需要时间进一步了解新的中国绿证体系，使得企业目前实际操作难度大。大部分企业可能难以满足RE100提出的要求，因为涉及复杂的能源属性追溯和证明体系，很难在实际操作中实现。这也增加了核验成本和合规风险，导致下游客户更倾向于选择被无条件认可的能源属性证书（如I-REC），而不是复杂的“中国绿证+其他证书以及声明”的组合形式。

今年以来，生态环境部对电力二氧化碳排放因子的调整客观上有助于提升绿电绿证的国际认可度。

2024年4月12日，生态环境部发布2021年电力二氧化碳排放因子，将电网排放因子分类细化，首次公布剔除市场化交易绿电的碳排因子，进一步规避了电网排放因子核算与绿电绿证减排核算的潜在双重计算风险。

2024年3月，生态环境部发布了《企业温室气体排放核算与报告指南 铝冶炼行业》，提到电力排放因子采用0.5942 tCO₂/MW∙h。文件中解释，这一电力排放因子口径不包括市场化交易的非化石能源电量。

资深碳管理咨询师，浙江大学、四川大学碳中和客座讲师汪军认为：“虽然只是一个小小的解释，但这标志着中国官方的电网排放因子有了重大改变，那就是要解决绿电环境属性双重计算的问题。我们可以简单地理解为，电网排放因子是国家所有发电上网设备（不分类型）总的碳排放量除以总的发电量得来。而其中风电、光电、水电因为发电过程的碳排放量近乎为零，所以大大拉低了全国用一度电的碳排放量。我们可以说，用这种方式算出来的每一度电的碳排放量，都沾了这些零碳电力的光。但是这里有一个问题，这些风电、光电、水电的所有方，不想把这部分零碳电力摊在全国电网排放因子中，而是只想固定地卖给特定的用户，这就是绿电（绿证）交易。理论上，这部分电力的绿色属性都已经定向卖给别人了，就不能再摊在全国电网排放因子里了。所以之前的电网排放因子计算方法必须改革。《企业温室气体排放核算与报告指南 铝冶炼行业》中，电力排放因子口径不包括市场化交易的非化石能源电量，很好地解决了电网排放因子中可再生能源电力重复计算的问题。”

此外，环境属性重复计算的问题也影响绿证和CCER项目的开发。如果海上风电、光热发电等可再生能源类CCER项目在获签CCER的同时，出售其所获绿证，则导致项目取得的部分减排贡献在自愿碳市场和绿证绿电市场重复获得激励，导致“双重获益”。有关专家建议，绿证机制进一步完善顶层设计，制定出台有关政策法规，明确对可再生能源类项目参与CCER机制情况下的绿证冻结、注销和回购规则。