油气企业绿电交易与绿证管理研究

报告编号：OGF-A-024 出品方：北京经纬智汇信息咨询有限公司 报告日期：2026年6月 保密级别：内部参考 版本：V1.0 研究方向：新能源与能源转型 / 综合能源系统集群（A级专题）

执行摘要

绿电交易与绿证管理，正在从油气企业"双碳"叙事中的边缘选项，迅速演变为关系范围二（Scope 2）排放控制、产品出口合规与ESG估值的核心市场化工具。本报告系统梳理了中国绿电交易与绿证制度的演进脉络、最新政策格局、价格机制、油气企业实践路径，并在全球视野下对比了中国、欧盟、美国三大体系的差异，重点剖析了欧盟碳边境调节机制（CBAM）正式征收对中国油气产业的合规冲击。核心结论与建议如下：

第一，市场规模呈爆发式增长，制度进入"强约束+国际硬通货"阶段。 全国绿电交易量由2021年的87亿千瓦时跃升至2024年的2349亿千瓦时，三年增长约26倍；全国绿证核发量2024年达47.34亿个，同比增长约28倍，累计核发量居全球第一。2024年绿证核发实现全覆盖、2025年RE100无条件认可中国绿证、2025—2026年绿电直连与强制消费比例政策密集落地，标志着油气企业的绿电绿证管理已脱离"自愿试点"窗口，进入"强制配额约束叠加国际市场认可"的新阶段。

第二，"三桶油"路径分化但战略方向一致。 中石化以绿电采购规模和分布式光伏销售网络领先（绿色电力消费居中央能源企业前列，"万站沐光"规划2027年建成约1万座光伏站点）；中石油以集团统一购售电平台和"电、证、碳"一体化能力建设见长（2024年风光发电量47.2亿千瓦时，同比增长116.2%）；中海油以海上风电岸电直供和深远海浮式风电场景独树一帜（2024年绿电替代7.6亿千瓦时）。国际油气巨头则以长期购电协议（PPA）为主导工具，但近两年在投资者压力下普遍回撤部分气候目标、放缓可再生扩张节奏。

第三，绿证不被CBAM认可，构成出口合规的关键分野。 CBAM于2026年1月正式进入征收期，仅认可购电协议（PPA）/绿电直连的实际排放因子，明确不接受任何绿证（含欧盟自身的GO）作为碳排放抵消工具。这意味着油气企业应对国际出口刚性场景必须依靠"绿电直连/PPA"，而绿证则主要服务于国内消纳责任权重考核与ESG信息披露。两条路径不可混用，是本报告最重要的决策警示。

第四，核心行动建议。 油气企业应构建"自建绿电自消纳（绿电直连）+ 省内绿电交易 + 绿证补充 + 碳资产一体化管理"的四层组合策略，并在未来12—36个月内分三阶段推进：合规筑底（摸清碳足迹底数、按场景区分绿电与绿证用途）→ 能力建设（建设绿电直连项目、整合集团级"电-证-碳"平台）→ 战略优化（将绿电绿证纳入投资立项选型依据、动态优化出口产品绿电配置）。

风险提示：绿证价格波动剧烈（2024年从153.2元/个跌至5元/个区间）、政策框架快速迭代、国际互认仍存障碍、跨体系重复计算风险尚未根除。建议企业以"合规优先、成本次之、灵活配置"为原则动态管理。

01 · 调研背景与目标

1.1 调研缘起与问题意识

在"双碳"目标与全球贸易绿色壁垒的双重驱动下，能源消费侧的"含绿量"正在成为衡量企业竞争力的新维度。对油气企业而言，这一议题尤为复杂：一方面，油气勘探开发、炼油化工、长输管道等环节本身是高耗电产业，自身用电的绿色化直接关系范围二排放的控制成效；另一方面，油气企业又是新能源开发的重要参与者，"风光气储"多能互补、海上风电、矿区光伏等自建绿电资产快速增长，使其同时具备绿电"生产者"与"消费者"的双重身份。

与此同时，外部环境正在发生结构性变化。国内层面，绿证核发实现全覆盖、可再生能源电力消纳责任权重持续强化、能耗双控向碳排放双控转型，使绿电绿证从"自愿采购"转向"强制约束"；国际层面，欧盟CBAM于2026年正式征收，RE100技术规则更新，国际绿证体系（I-REC等）在华应用格局生变，使油气企业出口产品的碳足迹管理面临全新挑战。

在此背景下，油气企业亟需厘清：绿电交易与绿证究竟是什么、二者关系如何、各自适用什么场景、价格机制怎样、最新政策走向如何、行业领先者如何实践、国际规则有何差异、以及自身应采取何种战略路径。本报告即围绕这些核心问题展开。

1.2 核心调研问题

本报告聚焦回答以下七个核心问题：

• 中国绿电交易市场如何运作？其机制原理、价格构成与"证电合一/分离"模式有何区别？
• 中国绿证制度经历了怎样的演进？最新政策（2024—2026年）有哪些关键变化？
• 油气企业的用能特征决定了怎样的绿电需求？驱动力来自何处？
• "三桶油"与国际油气巨头在绿电交易与绿证管理上各自走出了什么路径？
• 绿电绿证如何与碳排放核算、碳市场（CCER/全国碳市场）衔接？
• 中国、欧盟、美国三大体系有何差异？CBAM对油气产业意味着什么？
• 油气企业应如何制定绿电绿证管理的战略路径与行动方案？

1.3 调研范围界定

• 对象范围：以中国"三桶油"（中石油、中石化、中海油）为核心研究对象，以壳牌、BP、道达尔能源等国际油气巨头为对标参照。
• 时间范围：采用全时间轴视角，覆盖绿证制度起源（2017年）至最新政策（2026年），重点聚焦2023—2026年的政策与市场动态。
• 地域范围：全球视野，以中国为重点，辅以欧盟、美国体系对比。
• 颗粒度：宏观（政策环境与大格局）+ 中观（市场、产业链、竞争格局）+ 微观（具体企业与案例）多层次结合。

1.4 调研方法说明

本报告采用多源信息交叉验证的方法，信息来源涵盖：国家发改委、国家能源局、生态环境部等部委政策文件；北京、广州电力交易中心及绿证核发交易平台公开数据；中石油、中石化、中海油年报与ESG/可持续发展报告；国际能源署（IEA）、落基山研究所（RMI）、彭博新能源财经（BNEF）等机构研究成果；行业协会（中电联）名录与第三方咨询机构观点。所有关键数据均交叉核对来源机构与年份，定量数据与定性分析、案例佐证相结合。受公开信息所限，部分企业绝对采购量数据缺失之处，已在正文与说明中予以标注。

02 · 绿电交易与绿证制度全景

2.1 核心概念辨析（白话版）

理解本报告，首先需厘清三组易混淆的概念。

绿电 vs 绿证。 "绿电"是物理上的绿色电力，即风电、光伏、水电等可再生能源发出的实际电量；"绿证"（绿色电力证书）则是这部分绿色电力"环境属性"的数字化凭证。一张中国绿证对应1000千瓦时（1兆瓦时）可再生能源电量。可以打一个比方：绿电是"装在杯子里的水"，绿证是"这杯水来自雪山的产地证明"。由于电力进入电网后物理上无法区分来源，绿证就成为追踪和声明"用了绿电"的唯一可信凭据。

"证电合一" vs "证电分离"。 这是绿色电力交易的两种模式。"证电合一"（即绿色电力交易）是电力与对应绿证捆绑销售——买家既买到物理电量，也获得环境属性证明，由电力交易机构组织，溯源清晰、唯一性强，适合大型电力用户和参与国际认证；"证电分离"（即绿证单独交易）是绿证脱离物理电力单独买卖，不受电网物理约束、更加灵活。二者互为补充。

绿证 vs CCER vs 碳配额。 三者常被混淆但性质不同：绿证证明"用了多少绿电"，对应范围二（外购电力）排放的削减；CCER（国家核证自愿减排量）是经核证的温室气体减排量，可用于碳市场抵消；碳配额（CEA）则是碳市场中的排放许可。绿证只能抵消外购电力部分的碳排放，CCER的适用范围更广。

2.2 中国绿电交易市场建设历程

中国绿电交易市场的建设是一个由点及面、逐步统一的过程。

*图2-1 中国绿电交易市场建设时间轴*

绿色电力交易是以绿色电力及其对应环境价值为标的物的电力交易品种，交易电力同时配发国家核发的绿证。从交易规模看，绿电交易呈现典型的指数级增长特征：2021至2023年年均增长率约283%，2024年成交量突破2349亿千瓦时，2025年1至5月已达2209.45亿千瓦时，全年有望再创新高。

2.3 省间/省内交易模式与供需错配

中国绿电交易采用"省间与省内强耦合、批发与零售紧连接"的模式。从整体电力市场看，2024年全国电力中长期直接交易电量达4.65万亿千瓦时（同比增长5%，占全社会用电量约47%），其中省内直接交易占比约98%，跨省区交易仍是少数。

绿电交易面临的核心结构性矛盾是供需地理错配：太阳能、风能资源主要分布在"三北"地区（西北、华北北部、东北），而绿电需求集中在东南部沿海经济发达、出口企业密集区域。跨省区输电距离远、损耗成本高、外送通道有限，制约了绿电跨省区规模化交易。东部沿海省份（如浙江、江苏）因出口企业绿电需求旺盛，常出现绿电供不应求、溢价偏高的局面。

2025年6月，北京、广州电力交易中心与内蒙古电力交易公司联合组织蒙西、甘肃送广东的跨经营区绿电交易，成交1637万千瓦时，首次打通三个经营区，是缓解供需错配、推动绿电资源全国优化配置的标志性突破。

2.4 价格机制与环境溢价

绿电交易价格由两部分构成：电能量价值（对应煤电价格部分）+ 环境价值（对应绿证价格部分）。2024年因煤电价格与绿证价格双双走低，绿电交易整体价格随之下行。

表 2-1　2024年绿电交易价格与环境溢价概览

各省绿电成交均价分化明显，整体呈现"西部资源富集区价低、东部需求旺盛区价高"的格局。这一价格信号对油气企业的绿电采购选址与自建新能源布局具有直接指导意义——在西部矿区自建绿电就地消纳，可显著降低用能绿色化的边际成本。

2.5 中国绿证制度演进脉络

中国绿证制度的演进，可清晰划分为"自愿试点期—制度奠基期—全覆盖强约束期"三个阶段。

*图2-2 中国绿证制度演进里程碑图*

表 2-2　中国绿证制度关键政策文件一览

2.6 绿证的"三个唯一性"与强制配额

按现行制度，绿证具有"三个唯一性"：是可再生能源电量环境属性的唯一证明、是认定可再生能源电力生产消费的唯一凭证、可用于绿色电力消费证明。

强制配额方面，可再生能源电力消纳责任权重是约束性指标。2025年7月，《关于2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》（发改办能源〔2025〕669号）下达了2025年约束性指标与2026年预期性指标，明确消纳责任完成情况核算"以本省实际消纳物理电量为主、以购买省外绿证为辅"，并要求2025年权重应在当年完成、不再结转至2026年。

更值得关注的是，强制绿色电力消费比例的行业范围正在扩大。在2024年7月率先对电解铝设定比例目标的基础上，2025年新增钢铁、水泥、多晶硅及国家枢纽节点新建数据中心的绿色电力消费比例要求。

表 2-3　重点行业绿色电力消费比例要求（2025年）

钢铁、水泥、多晶硅、数据中心在2026年存在从"只监测"转入"考核"的政策预期，这将直接放大相关产业链的绿电刚性需求——油气企业的炼化配套、化工新材料等业务需提前关注。

2.7 绿证价格的剧烈波动

绿证价格在2024年经历了断崖式下跌，2025年又因强制考核与国际认可而回升，是观察市场情绪与制度有效性的重要窗口。

*图2-3 2024—2025年中国绿证价格走势图*

价格的剧烈波动反映了绿证市场早期的两个深层问题：一是供给过剩——核发量（2024年47.34亿个）远超交易消费量（2024年4.46亿个，消费率不足10%）；二是环境价值未被充分认可——在强制约束尚未全面落地前，企业购买意愿不足导致价格被严重低估。2025年随着消纳责任权重强制考核、RE100无条件认可，绿证需求侧得到实质性支撑，价格开始量价齐升。

2.8 国际绿证体系对比

全球主流绿证体系存在显著差异，理解这些差异是油气企业出口产品碳足迹管理的基础。

表 2-4　全球主流绿证/环境属性证书体系对比

关键变化：I-REC实质退出中国市场。 2024年9月67号文要求卖方"仅申领中国绿证、不重复申领其他同属性凭证"后，I-TRACK基金会宣布自2025年起中国境内机组所发电量不再核发I-REC。据RMI报告，2024年前8个月I-REC在华核发量已同比下降12%。这意味着中国绿证成为境内绿色电力环境属性的统一凭证，国内企业的国际绿色声明将主要依托中国绿证及其国际互认进展。

RE100的认可突破。 2025年3月24日，RE100发布最新技术导则（Technical Criteria）及FAQ，明确企业使用中国绿证"将不再需要提供属性聚合和两年有效期证明"，即无条件认可中国绿证。国家能源局有关负责人2025年4月28日发布会确认，这是中国绿证国际化之路的重要里程碑。但需特别注意，RE100要求企业原则上购买"同一法律或能源市场体系内"的绿证，且RE100的认可不等于CBAM的认可——后者完全不接受任何绿证。