我国绿电消费需求呈不断增长趋势，但尚处于初级阶段。消费绿电可通过绿证单独交易、绿证与物理电量捆绑交易（即绿电交易）两种方式进行。

截至2023年6月，全国绿证交易约4020万张，对应绿电消费402亿千瓦时，其中绿电交易占全部绿电消费的70%以上。从地域看，江苏、上海、北京、广东、福建等地绿电消费以绿证单独交易为主，宁夏、吉林、河北、山东、辽宁等地绿电消费以绿电交易为主。

绿证购买主体以企业为主，目前已有超7500家企业参与绿电消费，涉及制造业、租赁和商务服务业、采矿业、黑色金属矿采选业、金融业、批发和零售业，以及信息传输、软件和信息技术服务业，电力、热力、燃气及水生产和供应业等多个行业，其中制造业占比最高，超过70%，信息传输、软件和信息技术服务业占比超10%，采矿业占比5%以上。

“十一五”时期以来，我国逐步建立起以可再生能源法为基础、一系列规范性文件和政策性文件为支撑的法律法规制度和政策体系，为可再生能源发展提供了坚强保障。

“十一五”时期以来，相关政策梳理。图/蓝迪国际智库制作

近日，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发《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》，进一步健全完善可再生能源绿色电力证书（绿证）制度，实现绿证对可再生能源电力的全覆盖。

《通知》对不同品类可再生能源核发绿证等作出具体规定。一是拓展绿证核发范围，二是区别品类提出具体要求，三是明确核发信息来源。

《通知》提出拓展绿证交易平台，将绿证交易平台从此前的中国绿色电力证书交易平台，扩展到北京电力交易中心和广州电力交易中心，后续适时拓展至国家认可的其他交易平台。买卖双方可自由选择任一绿证交易平台开展绿证交易。

《通知》还明确了绿证收益归属。

一方面，对不再享受中央财政补贴的项目、自愿放弃中央财政补贴、中央财政补贴已到期项目以及2023年1月1日及以后新投产的完全市场化常规水电项目，绿证收益归发电企业或项目业主所有，交易方式不限。

另一方面，对享受中央财政补贴的项目，按照国家相关规定，属于国家保障性收购的，绿证收益等额冲抵中央财政补贴或归国家所有；属于市场化交易的，绿证收益在中央财政补贴发放时等额扣减。同时，对享受中央财政补贴的项目创造条件尽快采用集中竞价的方式进行交易。

中国电力企业联合会（中电联）的数据显示，2022年新能源已成为电力对外投资项目数量最多的领域，占比约58%。其中太阳能发电8个项目，投资金额为13.31亿美元；风电6个项目，投资金额为5.19亿美元。储能、氢能、综合能源、多能互补等方面的投资机会也在大幅增加。

尽管绿电出海存在市场准入、政策差异等方面的阻碍，但不断提高的技术、逐步开放的市场以及不断完善的合作机制与政策支持将为绿电走出国门注入新的动能。

我国已经采取一系列措施，鼓励企业在发展自身能源供应的同时向周边国家输出电力，例如通过提高国内用能效率、扩大清洁能源规模等方式，逐步实现能源的优化配置和利益共享。同时，鼓励企业积极参与国际合作，通过共建能源基础设施等方式，实现能源供应的国际化和跨越式发展。

目前，为应对气候变化，发展和应用绿电，作为可持续发展与低碳转型升级的重要抓手，已经成为全球共识。

在绿证自愿认购制度建立六年之后，中国迎来绿证新时代。绿证制度的重大更新，是推动能耗双控向碳排放双控转变的重要一步。

对于企业而言，发展绿电既有利于履行社会责任，打造绿色环保的品牌，又能提升产品竞争力，进而提升企业的综合实力。

未来一阶段，绿证涌入市场的数量将会增加，拓展绿证的应用场景拓展与保障绿证供需匹配成为重点。推动绿电发展和应用，应在供给侧和消费侧双向发力。

一方面，推动完善绿电市场化交易机制。对绿电、绿证、碳交易进行统一认证，推进绿证与碳排放权交易机制、温室气体自愿减排交易机制衔接，更好发挥制度合力。

另一方面，培育绿电消费市场。完善绿色电力消费认证体系，培育多元化市场需求，鼓励终端用户消费绿电；鼓励出口企业通过市场化方式购买绿电或绿证降低碳排放，推动国际组织的绿色消费、碳减排体系与国内绿证衔接，开展绿证国际互认；通过消费绿电核减碳排放量、抵扣国际碳税以及绿电消费不纳入能源消耗总量和强度考核等激励措施，推动发电企业、电网企业、终端用户形成扩大绿电消费的共识。