| 联系我们 |
 |
合作经济与科技杂志社
地址：石家庄市建设南大街21号
邮编：050011
电话：0311-86049879 |
|
|
| 市场/贸易 |
| 绿证应用“昆明实践”探索 |
| 第770期 作者：□文/张 昭 罗 亦 时间：2026/2/1 9:59:06 浏览：21次 |
［提要］ 我国绿证交易量仅为全部核发量的10%左右，破解绿证应用的难题必须依靠加强政策协同。以“昆明实践”为例，提出强化电-碳市场制度协同、健全绿证消费激励体系、突破国际互认及出口衔接瓶颈、以技术创新和基础设施升级为支撑等措施，以更好地发挥绿电的优势。
关键词：碳市场；绿证交易；昆明实践
中图分类号：F7 文献标识码：A
收录日期：2025年8月29日
一、绿证应用昆明实践探索
云南省昆明市作为全国绿色电力交易改革的先行区，聚焦存量水电资源激活、绿证确权溯源和跨市场协同等关键环节，开展了一系列突破性探索，形成了具有全国示范价值的“昆明模式”。
（一）首创存量常规水电绿证无偿划转机制。政策突破与制度设计：《云南省绿色电力交易实施细则》（以下简称“细则”）于2024年12月由国家能源局云南监管办、云南省发展改革委、云南省能源局联合发布，细则中，昆明市首次把存量常规水电绿证纳入可交易绿证范围并实行划转制，即2023年前投产但未核发可交易绿证的存量常规水电站的绿证，随电量交易直接无偿划转给电力用户，用户不用再额外付出绿证购买费用。这弥补了我国原有的仅有风电、光伏等新能源和2023年之后投产的市场化水电可以产生绿证的政策留下的缺口，从而增加了绿证供给源。
资源释放规模与覆盖范围：根据昆明市电力交易中心数据显示，云南省目前开展电力市场交易的全部水电和大部分新能源项目都是2023年之前已建成投产的存量机组，每年发电量在1，000亿千瓦时以上。新政策下，将释放出超过1亿个绿证，将分发给全省超过9万家市场化电力用户。按照云南省某大型电解铝企业的现状来计算，将消纳存量水电50亿千瓦时/年，可免费划拨500万个绿证，节约绿证采购费将近5千万元（按照平价绿证10元/张计算）。
全国首单交易落地：2025年5月21日，全国首批存量常规水电绿证划转数据成功交互至国家绿证核发交易系统，云南省内两户（云南铝业、昆明钢铁）用户从两家电站（小湾水电站和糯扎渡水电站）各获得总合计82.6万张绿证，相当于获取了存量常规水电电量8.26亿千瓦时。标志着我国存量水电绿证化改革实现零的突破，为我国后续开展同类工作提供了一个先行先试的“零的突破”。
（二）区块链溯源与精准确权技术创新。对于水电绿证划转过程中遇到的发用电匹配难、交易对象多样、电量偏差大等问题，昆明市电力交易中心不断进行技术创新，为水电绿证划转提供了有力的技术保障。（表1）
全国首个绿色用电溯源标准：云南省市场监管局编制《电力交易用户绿色用电溯源方法》地方标准，建立基于电力交易合同的溯源体系，运用智能算法，精准匹配发－用电双方多对多、跨周期、有偏差的复杂交易关系，每一度电都可以做到“从电厂到用户”的交易溯源。系统通过水电波动性发电曲线和用户实际用电曲线的动态耦合，应用偏差分配算法解决合同电量和实际发电量不一致的问题，实现绿证分配公平、合理。
区块链技术赋能可信确权：应用区块链技术做到绿证划转全业务流程落地，绿证确权、交易、流转过程中所有绿证的生成、分配、交易全环节均采用智能合约上链存证，具有唯一性和可追溯性。目前，第一阶段按照1∶1的比例开展绿证划转，2025年5月第一个阶段划转的小湾水电站42.3万张绿证的对应云南铝业的用电量为21.5亿千瓦时，所有的匹配项全部由区块链自动核验，整个过程无异议。
（三）绿电消费激励与市场扩容协同推进。昆明一方面加强绿证的供给，另一方面带动绿证需求端的发展，用政策引导，用市场推动，用新模式激活。
省内用户刚性约束与激励政策：昆明市按照国家三部委印发的《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》要求，把绿证消纳作为对高耗能企业的强制性考核。例如，在电解铝、钢铁、水泥等行业分别设立差异化的绿电消纳占用电量比例目标，其中2025年电解铝要求达到15%以上、钢铁18%以上、水泥17%以上，每提高1个百分点给予当期阶梯电价标准降低1%的优惠。昆明市政府还率先将绿证采购作为国有企业ESG考核内容，要求市属国有企业2024年绿证采购量不低于用电量的10%。
跨省绿电交易机制创新：发挥“西电东送”输电网架优势，探索“绿证随电走、环境权益分离”的跨区域交易方式，广东、浙江等东部省市用户能直接购买云南的水电并且与对应的绿证一起归属用户，省去了以前为电购买绿证的过程，减少了不必要的交易费用。以2024年为例，云南外送绿电中有35%带有绿证交易，比2023年提高了22个百分点，使东部企业的碳足迹核算值约降低1，200万吨CO2。
绿证金融应用场景拓展：为缓解绿色项目和企业发展缺乏资金的困境，昆明市陆续与多家银行金融机构推出“绿证质押+碳减排挂钩”贷款合作模式，以优惠利率为企业“绿证质押+碳减排挂钩”贷款，企业基于持有的绿证即可申请优惠利率融资，利率随绿证持有量、碳减排量而波动，按期兑付绿证后随兑付量继续下降。截至目前，云南全省绿证质押融资规模已达8.7亿元，较常规贷款利率降低1.2个百分点。例如，云南某化肥企业向中行昆明分行质押绿证180万张，获5，000万元贷款，用于电解槽节能改造工程，实现单位产品碳排放下降18%。
（四）绿证核发与交易规模跨越式增长。推进昆明市实践助力云南绿证市场排名跃进，昆明市获得的绿证数量最多、交易量最大、覆盖用户最多。（表2）
供给端：核发规模爆发式增长，2024年全省核发绿证11.6亿张（存量水电无偿划转占比86.2%），较上年度增加28.4倍，占全国的59%，占年度上网电量的比重为24.5%；预计2025年随存量水电绿证全量划转（2023～2024年有效绿证补划），相当于一年供电1，000亿千瓦时。
需求端：交易活动较为频繁，全年共达成绿证交易量1.82亿张，其中省间交易量占比约为62%，省内市场化用户交易量占比约为38%；相较全国绿证交易量仅为绿证总发放量的不足10%来看，云南绿证交易活跃度为15.7%，高于全国平均水平约57%；从业务量来分析，省内主流购电方涵盖电解铝行业、大数据行业、半导体行业等典型高耗能行业，占绿证省内交易量比例接近80%。
二、面临的问题
尽管昆明绿证改革取得显著成效，但在政策协同、价值实现、国际互认及技术支撑等方面仍面临系统性挑战，制约绿证优势向碳资产优势的深度转化。
（一）绿证与碳市场政策协同不足。绿证市场和碳市场在制度设计、核算规则以及管理机制等方面未完美衔接，导致环境权益不能实现向碳减排资产转换。
绿电零碳属性未被官方认证：国家暂无文件明确绿电具有“零碳排放属性”，导致企业碳排放核算不能直接抵消绿电相应的排放量，即使企业采用绿证电量覆盖其使用电量的85%，在省级碳核查时仍需要将全部外购电力产生的排放量计入企业的排放因子（约0.583tCO2 /MWh），进而只能通过非常艰难地论证“额外性”才可以办理间接的扣减。可见，现阶段无论是政策导向还是实施细则方面都出现了“绿电消费≠碳减排”的制度性悖论。
环境价值重复计算风险：新能源发电企业可以将其拥有的绿电、绿证以及CCER（国家核证自愿减排量）出卖从而获得环境价值，但是由于政策上并没有对此作出约束，同一个项目的绿证会被卖给A用户，而对应的CCER可能会被卖给B用户。例如，昆明市某风电场于2024年出现将已卖绿证的减排量再申报CCER的行为，虽然交易所拒绝了该公司的申报行为，但是依然暴露出了相关监管漏洞。如果未来各个市场的数据无法互通有无，则“一女二嫁”的问题将会一直存在。
碳电价格传导机制缺失：目前碳成本大多由火电企业承担，无法通过电价传导至最终消费者，而电力市场化交易的绿电环境溢价仅为0.02～0.03元/千瓦时，约为燃煤发电度电碳成本的40%。从以上测算结果可以看出，绿电实际减少碳排放的价值为0.05元/度，高于其市场价格0.02～0.03元/度，体现了绿电具有高出价交易的市场溢价和碳减排收益，但绿电利用后的价值实现率目前仅有60%，即绿电价格信号存在较大扭曲，用户选择绿电缺乏积极性引导。
（二）绿证价值实现机制不健全。绿证交易存在流动性较低、价格形成机制有失偏颇、消纳侧缺乏有效的消纳承诺等问题，影响市场长效机制构建和运行。
强制消费约束乏力：尽管国家规定高耗能企业必须消纳绿电，但是在一些省份还没有出台相关政策文件的情况下，这些高耗能企业可以通过“完成量交易”来抵消政策指标。2024年绿证强制交易量占比不到30%，有大量企业会选择交钱完事，用钱来抵绿证。以云南某水泥集团为例，完成15%的绿电消纳责任将新增年度成本约1，200万元；如不能履行其义务，按当前标准仅需缴纳罚款400万元，只有履约成本的1/3左右。
自愿消费激励政策缺位：目前企业购买绿证主要是出于社会担当（如阿里、腾讯等互联网企业）或者规避出口风险（如欧盟CBAM机制下的机电企业），国内缺少实质性的激励措施。从昆明地区的调研情况看，在没有税收减免、银行贷款等方式支持的情况下，依靠企业的自发行为来进行绿证的交易，自愿绿证的交易量将仅达到强制交易量的20%左右。
（三）国际互认与出口竞争力挑战。受制于中国绿证很难被认可及折算规则不利于外贸型企业的问题，我国部分外贸型企业购买意愿不足。
欧盟CBAM认可度不足：欧盟碳边境调节机制（CBAM）目前只接受欧盟内部或某些国际绿证（如I-REC、APX），中国绿证尚不在接受范围内，即使企业购买了国内绿证，在出口到欧盟时仍需要按照默认值来缴纳碳关税。以云南某多晶硅企业来说，虽然所用能源全部来自云南省内水电，且持有绿证，但在出口到欧盟时，仍需按照默认值0.3tCO2 /MWh来进行间接排放的计税，没有任何减排的效果。
（四）技术性瓶颈制约规模扩张。绿证的大规模应用，受到了物理输送能力、数据孤岛以及分布式资源整合的技术限制。
跨省绿电输送能力不足：绿电富集地区，如云南省和内蒙古自治区，与负荷中心长三角和珠三角的距离超过2，000公里，且目前已有特高压通道利用率已经达到85%以上，而新建一条通道的周期需要5～8年，投资成本在每公里1，500万元左右，显然不是短时间内可以解决的问题。
多系统数据壁垒难破除：绿证核发、电力交易和碳配额分配均属于不同的部门，其平台使用的编码及接口也各不相同。昆明市存量水电绿证划转过程中还须另行制作专用的数据接口，与国家绿证系统存在较长的交互时间（最长可达72小时），这是导致绿证和碳减排量无法自动互换的重要原因之一。如果不能实现多平台统一及时的数据共享，会给企业造成较大工作量和较大的核算成本。
分布式资源绿证确权难：分布式光伏、分散式风电等具有单体小、业主散的特点，导致它们很难按照传统的发证方式发放绿证。尽管昆明市有绿色电力交易的先例，将分布式光伏也纳入其中，不过由于“隔墙售电”的过网费账目难算清楚、计量准确度不高，绿证的生成率仅占全部电量的不足40%。
三、国家层面政策建议
基于昆明市实践暴露的共性问题与创新经验，建议国家从制度协同、机制优化、国际接轨及技术赋能四个维度深化改革，推动绿证从“小切口”走向“大循环”。
（一）强化电-碳市场制度协同。建议国家发展改革委、生态环境部、能源局三家联合建构“电-证-碳”政策体系，克服环境权益分离障碍。
立法明确绿证碳减排属性：《碳排放权交易管理条例》明确了企业在碳排放核算时可以直接抵扣经绿证确认的可再生能源电量对应的排放量。建立绿证和碳排放联动考核机制，将绿证消纳量纳入省级政府碳强度降低目标考核指标。
实施环境权益唯一编码制度：由国家能源局和生态环境部共建可再生能源项目环境权益登记系统，在项目业主主动进行一次登记后，所获取的绿证、CCER、碳普惠等变现途径均不得重复计数。启动首批试点地区计划，选择云南省、内蒙古自治区等地进行先行先试，至2026年全网推广应用。
在电力行业的碳配额分配当中引入“绿色电力消费调节系数”，对火电企业采购绿证高于行业平均值的部分，给予其配额奖励，反之按比例减少其配额。利用市场化方式，让碳价传导到绿电消费上，规避因电厂普遍完成碳达峰目标而导致的电厂碳交易价格信号失真问题。
（二）健全绿证消费激励体系。打造以“强制+自愿”为双引擎的绿证消费机制，增强需求侧拉动作用。
强化高耗能行业刚性约束：提升《高耗能企业可再生能源强制消费机制》的法律位阶至行政法规，并根据行业发展不同梯度设置不同的绿电消纳标准。对于未完成绿电消纳指标的企业实行惩罚性电价和产能置换受限的罚则，同步建立绿证储备库以供企业预先储备或临时借入绿证平抑履约成本。
释放自愿市场政策红利：对开展绿证超过年购电量一定比例以上的企业给予其对应比例的企业所得税抵免优惠、绿色信贷优先支持、政府采购对绿证规定加分项。
创新绿证金融应用工具：可以发行“绿证收益权质押贷款” “碳减排挂钩票据”等产品，将绿证持有量纳入企业ESG评价；建议中国人民银行将绿证质押融资规模纳入MPA（宏观审慎评估）绿色金融考核项下予以统计，督促银行加大信贷资源向绿色金融倾斜。
（三）突破国际互认与出口衔接瓶颈。提高我国绿证在国际上的地位，为我国外向型企业突破绿色贸易壁垒增加砝码。
主导制定亚太绿证互认标准：利用东盟+3（中日韩）能源合作框架，建立“亚太绿色电力证书互认体系”，实现I-REC、APX与中国的中国绿证等值互换，在RCEP条件下，选取相关国家开展互认试点，实现双边互认；为建立欧盟CBAM对接专项机制，成立“CBAM 应对工作组”，敦促欧盟认可我国绿证作为间接排放核算抵扣依据。
设立绿证出口退税专项通道：参考高新技术产品出口退税政策，给予用于出口产品生产所购绿色证书的一定比例的增值税退税，降低企业国际认证成本。
（四）技术创新与基础设施升级。完善绿证大规模应用的技术基础设施建设，破除物理、数字瓶颈。
绿证区块链国家平台建设：构建“全国绿证存证区块链平台”，让绿证从生成到划转再到注销的整个流程全部上链“全国绿证存证区块链平台”。绿证数据上链进入能源链（发电数据）、碳链（减排数据），支持多市场核销。根据变动，时刻相关每个绿证所在的地区电网碳排放因子，自动生成减量证明文件。试水分布式绿证，将分布式光伏绿证以非同质化通证（NFT）形式发行，能够按小型化单位进行碎片化交易。
输电通道扩能与智慧调度：新增“纯绿电特高压通道”建设专项，要求可再生能源电量占比≥90%。推广昆明市电力交易中心“源网荷协同确权”模式，当绿电因输电阻塞被限发时，自动生成“绿证补偿权”，待通道空闲时优先调度补发。
分布式资源聚合交易机制：允许售电公司、虚拟电厂运营商作为“分布式绿证聚合商”，统一代理分布式资源核发与交易绿证。
四、总结及展望
昆明市的实践说明，破解绿证交易难题要从当地资源优势出发，发挥制度技术创新增进红利，在运用市场机制强化多主体协同上，就地实行存量水电绿证化改造，开辟了千万级绿证供给源，创造出区块链溯源、跨区协同等可复刻的普遍化举措，成为服务全国层面试点推广探索的“安全阀”和“路线图”。
伴随着全国碳市场扩容、欧盟CBAM全面执行，绿证和碳资产融合将成为大势所趋，建议选择云南全省、蒙西电网作为国家综合性改革试验区，率先开展“三全”的试点。全品种绿证覆盖：2025年前将核电、生物质能等纳入绿证体系；全链条数据贯通：建立国家绿证-碳配额协同平台；全场景政策包落地：集成强制消费、税收优惠、国际互认等政策工具。
通过地方实践与国家战略的深度互动，将绿电的“资源禀赋”转化为企业的“碳竞争力”，最终实现“绿水青山就是金山银山”的低碳发展范式。
（作者单位：东方电气集团智慧光能有限公司）
主要参考文献：
［1］唐俊，盖丽娟.全国碳市场启动前后的碳价波动风险分析及度量［J］.河南科技大学学报（社会科学版），2025.43（03）.
［2］叶幸，邱辰，艾琳，辛颂旭，郭雁珩.“双碳”目标下可再生能源绿证与碳交易衔接机制的思考［J］.综合智慧能源，2025.47（05）.
［3］谭文俊.“双碳”背景下绿色金融优化发展的路径研究［J］.商展经济，2025（10）.
［4］韩向荣，黄涛.碳边境调节机制的影响与应对策略［J］.对外经贸，2025（05）.
［5］国家能源局云南监管办公室，云南省发展和改革委员会，云南省能源局.云南电力中长期交易实施细则［Z/OL］.https：//ynb.nea.gov.cn，2024-12-10.
［6］国务院.碳排放权交易管理暂行条例［Z/OL］.https：//www.gov.cn，2024-02-04.
［7］国家发展改革委，国家统计局，国家能源局.关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知［Z/OL］.https：//www.gov.cn，2024-01-27.
［8］何娟.碳交易政策对电力行业企业绩效的影响［D］.北京：对外经济贸易大学，2023.
|
|
|
|
