4月27日，国家能源局一季度新闻发布会披露了一组数据：2026年一季度绿证交易均价5.13元/个，同比涨了两倍多。但拆开看，2024年电量绿证均价1.51元/个，2025年5.71元/个，2026年7.76元/个——同一类商品，价格差了5倍。

同一天，国家能源局新能源司副司长潘慧敏还说了几件事：研究制定绿证价格指数、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。

几乎同步，全国碳市场碳排放配额累计成交量逼近9亿吨，累计成交额突破600亿元。钢铁、水泥、铝冶炼三个行业首次进入履约年份，控排企业从2087家扩至3378家，覆盖排放量从约50亿吨升至约80亿吨，占全国排放总量比重超过60%。

一边是绿证价格按生产年份5倍分化，一边是碳市场控排主体扩容60%。两条线正在靠近。

一、价格分化：一张绿证，三种身价

先看数据。

2026年一季度，全国核发绿证6.98亿个，其中可交易绿证5.04亿个；交易2.4亿个，同比增长21.19%。供给稳、交易旺、价格涨——这是国家能源局给一季度绿证市场的定性。

但”涨”字背后，分化才是真正的关键词。

2024年电量绿证均价1.51元/个，2025年5.71元/个，2026年7.76元/个。5月复旦碳价指数给出了更细的分层：2026年生产的集中式项目绿证价格6.98元/个，分布式项目6.01元/个，生物质发电6.21元/个；2025年生产的对应价格为4.90元、4.55元、4.27元。

新旧绿证价差明显，而且还在扩大。

为什么？核心原因是国际绿电采购对生产年份的硬性要求。RE100、CDP等国际倡议和跨国企业的供应链绿电采购标准，普遍要求绿证对应的电量生产时间在近期（通常1-2年内），越”新鲜”越值钱。出口型制造业、外资在华工厂、数据中心等对绿证年份敏感的买家，推高了新证价格；旧证则因国际认可度低而乏人问津。

国家能源局也注意到了这个问题，明确提出要”研究制定绿证价格指数并适时向社会公布”，目的就是稳定企业对绿证价格的预期。目前绿证定价基本是场外协商，信息不对称严重，买方不知道该出多少钱，卖方也不知道该挂什么价。价格指数出来后，至少有一个参照系。

但价格指数解决的是”定价锚”问题，更根本的问题是：绿证的环境价值到底该由谁买单？买单的依据是什么？这就涉及到绿证与碳市场的联动了。

二、碳市场扩围：三千家控排企业的绿电需求还没释放

2025年3月，国务院批准钢铁、水泥、铝冶炼行业纳入全国碳市场。扩容后，控排企业从发电行业的2087家增至3378家——新增钢铁232家、水泥962家、铝冶炼97家。覆盖排放量从约50亿吨升至约80亿吨，占全国排放总量的比例超过60%。

截至2026年5月12日，全国碳市场碳排放配额累计成交量8.96亿吨，累计成交额突破600亿元。5月12日当天收盘价82.10元/吨。

碳价在涨，控排企业在增，但一个关键问题是：目前碳市场核算的只是直接排放（Scope 1），企业使用外购电力产生的间接排放（Scope 2）不在核算范围内。

这意味着什么？钢铁厂、水泥厂、铝冶炼厂买不买绿电、买不买绿证，跟它在碳市场的配额清缴没有直接关系。绿证的环境价值，在碳市场里还没有”兑换窗口”。

但这只是现在。

两个变量正在改变这个局面。

第一个变量是碳考核办法。2026年4月12日，中办国办印发《碳达峰碳中和综合评价考核办法》，5项控制指标中包括非化石能源消费占比，9项支撑指标中包括年度新增用电量中新增清洁能源电量占比。地方要完成考核，最直接的路径就是扩大新能源开发规模和提升清洁能源消纳水平。绿证作为可再生能源电力的唯一凭证，将成为地方和企业证明清洁能源消费量的核心工具。

第二个变量是核算规则的改变。国家能源局明确要”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”。这等于在说：绿证不再只是一个”荣誉证书”，它将正式成为碳排放核算的法定凭证。企业买了绿电、拿了绿证，在碳排放核算中可以扣减相应的间接排放量。

一旦核算规则打通，碳市场3300多家控排企业对绿证的需求将从”自愿选择”变为”合规刚需”。

三、联动机制：从”两套体系”到”一本账”

绿证和碳市场，长期是两套体系。

绿证归国家能源局管，解决的是”用了多少绿电”的问题；碳市场归生态环境部管，解决的是”排了多少碳”的问题。两套体系并行，但数据不通、规则不衔接，导致新能源的环境价值被割裂——卖了绿证，碳市场不认；参与了碳市场，绿证又不能重复获益。

这种割裂在CCER与绿证的关系上体现得最典型。2024年1月CCER市场重启后，深远海海上风电和光热发电项目面临”二选一”：要么申请核发绿证，要么申请CCER，不可重复获益。国能综通新能〔2024〕124号文明确了这条规则。但现实是，CCER可在碳市场中抵销不超过5%的年度配额清缴量，交易价格约76-83元/吨（2026年5月复旦碳价指数），而一张绿证对应1兆瓦时电量，当前均价5-8元，对应约0.5-0.8吨二氧化碳减排量，折算碳价约10-16元/吨。两者价差5-8倍。

对企业来说，同样的风电项目，选CCER的碳价兑现远高于选绿证。但CCER目前方法学有限（仅深远海海上风电、光热、造林碳汇、红树林营造、煤矿瓦斯利用、公路隧道照明节能6项，近期新增12项），大量陆上风电和光伏项目没有CCER通道，只能走绿证。

所以联动的关键不在于让企业”选哪个”，而在于让绿证的环境价值在碳市场里有对等的兑换通道。

目前能看到三条正在打通的路径。

路径一：绿证纳入碳排放双控核算。这是国家能源局明确推进的。一旦非化石能源电力消费核算指南出台，企业在碳排放核算中使用绿证抵扣间接排放就有了操作指引。这不是碳市场的配额抵销，而是碳排放核算端的扣减——企业算碳排放总量时，用了绿电的部分可以不计入。对控排企业而言，碳排放总量降低了，配额缺口就小了，间接降低了履约成本。

路径二：可再生能源消费最低比重目标制度。《能源法》已要求建立这项制度，国家能源局正在落实。地方和重点行业将被设定最低绿电消费比例，完不成要承担相应后果。这相当于给绿证需求装了一个”保底”——哪怕碳市场不直接抵销，合规需求也在。

路径三：国际压力倒逼。2026年1月1日，欧盟碳边境调节机制（CBAM）正式进入实施期，首个CBAM证书价格75.36欧元。CBAM要求进口商为产品全生命周期碳排放购买凭证，覆盖钢铁、铝、水泥、化肥、化工（氢）、电力六大行业。中国出口企业如果想降低碳关税成本，就需要证明生产过程中使用了绿电。但CBAM对绿电采购的要求极为苛刻——物理直供、小时级溯源、核证闭环、跨境可核验。目前国内以年/月度为主的绿电交易模式，无法满足这些要求。

江西电力交易中心率先破局，用三年时间建成了国内首套小时级绿电交易体系：发电侧上网电量、用户侧用电量、交易合同电量每小时取小确定结算量，配套区块链溯源，出具电网物理连接证明和输电通道无阻塞证明。2025年，江西225家电力用户、36家新能源企业参与小时级绿电交易，结算电量4.74亿千瓦时。这套体系已能为企业申报CBAM碳关税抵扣提供合规支撑材料。

江西的实践说明：国际压力正在倒逼国内绿电交易体系升级，从”环境权益粗放交易”向”全生命周期精准核证”转型。这比政策推动来得更快、更硬。

四、投资影响：环境价值纳入项目收益，绿证不再是”添头”

对新能源投资开发企业来说，绿证长期是个”添头”——卖了更好，不卖也无所谓，反正每张也就几毛钱。但2025年以来，情况在变。

先算一笔账。

2025年全国累计交易绿证9.3亿个，同比增长1.2倍，全年交易量超过历年总和。2026年一季度交易2.4亿个，均价5.13元/个。按这个价格，一个100MW光伏项目年发电1.4亿千瓦时，对应14万张绿证，绿证收入约72万元。如果按2026年新证7.76元/个计算，绿证收入约109万元。

看起来不多。但两个变量正在推高这个数字。

一是价格还在涨。绿证交易均价从2024年的不到2元涨到2026年一季度的5.13元，涨幅超150%。随着碳市场扩围和碳考核落地，控排企业和出口型企业的绿证需求将进一步释放，价格中枢大概率继续上移。

二是碳市场联动打通后的需求爆发。3300多家控排企业中，钢铁、水泥、铝冶炼行业年度用电量巨大。以铝冶炼为例，行业年用电量超过6000亿千瓦时，如果其中10%通过绿证认定，就是6000万张绿证的需求量——而2026年一季度全国绿证交易量才2.4亿个。供需格局一旦逆转，价格可能不是线性上涨，而是阶梯式跳升。

对投资测算的影响是实实在在的。当前光伏项目全投资IRR通常在6%-8%区间，绿证收入占比不足3%。如果绿证价格涨至15-20元/个（碳市场联动打通后的合理区间），100MW光伏项目的绿证年收入将达到210万-280万元，IRR提升1-2个百分点。对于现金流紧张、融资成本高的项目，这可能就是过不过线的区别。

但也要看到风险。

绿证供给端在快速扩容。2026年一季度核发6.98亿个，按月自动核发机制下集中式项目应发尽发，分布式项目核发持续提速。随着新能源装机持续增长，绿证供给量只会越来越大。如果需求端不能同步释放，价格可能再次回落。

此外，绿证纳入碳排放核算的具体办法尚未出台，”纳入”到什么程度、怎么扣减、与碳配额什么关系，这些细节将直接决定绿证的实际价值。在规则落地前，不宜过度定价。

几点判断。

第一，绿证价格分化将长期存在。新证贵、旧证便宜的格局，由国际采购规则决定，短期不会逆转。新能源项目应尽量缩短从发电到绿证交易的时间窗口，越”新鲜”越值钱。

第二，碳市场联动打通后，绿证需求将从”出口驱动”转向”出口+合规双驱动”。出口型企业的需求已经释放，国内控排企业的需求还在蓄势。2026年碳考核办法正式实施，2028年碳配额预计收紧，这两个节点值得关注。

第三，CCER与绿证的价差将逐步收窄。随着CCER方法学扩容和绿证碳核算通道打通，两者在碳价兑现上的差异会缩小。陆上风电和光伏项目目前只能走绿证通道，但如果未来CCER方法学覆盖到陆上项目，企业需要重新评估”二选一”的收益。

第四，出口型企业需优先布局CBAM合规能力。江西小时级绿电交易模式提供了可复制的方案，其他省份的出口型企业在选择绿电采购方式时，应以”能否满足CBAM物理直供和小时级溯源要求”为硬标准，而非仅看价格。

第五，新能源投资测算应将绿证收入从”敏感性变量”调整为”基础假设”。至少按当前价格中枢做基准，按联动打通后的价格做乐观，而不是反过来。

新能源的环境价值，过去是”有价无市”——值多少钱说不清，买了也没什么用。现在碳市场扩围、碳考核落地、CBAM实施，三条线同时施压，需求端正在从”可选”变为”必选”。供给端在快速扩容，但需求一旦释放，速度可能更快。

最后一公里，走起来不会慢。

【说明】数据来源：国家能源局2026年一季度新闻发布会文字实录、复旦大学可持续发展研究中心2026年5月复旦碳价指数、生态环境部公开数据、全国碳市场交易数据等公开资料。笔者学习研究用，不构成投资建议，仅供参考。