2025年3月31日，国家能源局发布《可再生能源绿色电力证书核发实施细则（试行）》（征求意见稿），旨在规范绿证核发与管理，推动可再生能源市场化进程。该细则基于2024年发布的《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》（国能发新能规〔2024〕67号），进一步细化绿证核发流程、交易机制及监管要求，明确绿证作为可再生能源环境属性的唯一凭证地位。

一、绿证核发范围与分类

可交易绿证：覆盖风电、光伏（含分布式）、生物质发电等项目的上网电量，以及2023年后新投产的完全市场化常规水电项目。

不可交易绿证：适用于自发自用电量及2023年前存量水电项目，暂不参与交易。

1个绿证对应1000千瓦时可再生能源电量，按月核发，不足部分结转次月。

二、交易机制

绿证仅可交易一次，交易方式包括挂牌、双边协商及集中竞价，价格市场化形成。

绿证有效期2年，超期或核销后不可流转。

三、强制消费与自愿消费结合

对钢铁、有色、化工等高耗能行业（含多晶硅）提出绿证强制消费要求，2030年需达到可再生能源电力消纳平均水平。

鼓励企业自愿提升绿电消费比例，并纳入ESG披露及政府采购评价标准。

四、对多晶硅及光伏行业的影响分析

1.多晶硅行业：成本与转型压力并存

强制绿证消费增加成本：多晶硅作为高能耗产业，需通过购买绿证或直接使用绿电满足强制消费要求，短期内可能推高生产成本。

推动绿色技术升级：政策倒逼企业转向绿电采购或自建可再生能源项目（如配套光伏电站），加速低碳转型。例如，绿证与碳排放核算衔接后，多晶硅企业的碳足迹管理需求将显著提升。

2. 光伏行业：绿证交易拓宽收益渠道

新增收益来源：光伏项目可通过绿证交易获得额外收益，尤其对分布式光伏项目，每度电绿证收益相当于间接补贴（如2023年政策提及的4分钱/度）。

储能配套需求提升：细则要求储能设施电量单独计量，推动“光伏+储能”一体化项目发展，以优化绿证核发效率及电力系统稳定性。

此次细则的出台，通过绿证机制将可再生能源的环境价值显性化，对光伏行业形成直接利好，同时倒逼多晶硅等高耗能产业加速低碳转型。未来，随着绿证强制消费范围的扩大及国际互认推进，中国可再生能源产业链的全球竞争力有望进一步提升。