我国可再生能源发展的重心，已从“规模扩张”迈向“高效消纳”的新阶段。
我国可再生能源电力消纳责任权重制度实施已有六年时间，该制度自2019年建立、2020年实行以来，已成为各地引领绿色发展的一项重要指标。国家发改委、国家能源局近期发布《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，以下简称“669号文”），首次将电解铝这一重点行业纳入强制考核范围，并明确将钢铁、水泥、多晶硅和数据中心纳入监测体系，政策同步强调以绿证作为核算绿电消费的主要依据，为未来全面考核铺路。
669号文的发布，标志着可再生能源电力消纳责任权重机制正走向深化，从初期的引导性、鼓励性的“柔性”约束，逐步走向覆盖范围更广、考核标准更严、责任划分更清晰的要求。然而，这一“下沉”过程也伴随着企业成本压力、绿证市场机制完善与国际碳规则衔接等一系列复杂问题。唯有坚持系统观念，强化政策与技术协同推进，才能将不断收紧的考核压力转化为绿色发展的“新动能”。
政策导向：
从“柔性引导”转向强化约束
我国可再生能源电力消纳责任权重制度设立的初衷，在于解决补贴退出之后可再生能源产业发展的市场激励问题，“消纳责任权重+绿证”的政策体系是对原有“附加+补贴”政策的替代。
2019年5月，国家发改委、国家能源局发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号），正式建立了可再生能源电力消纳保障机制。此后，两部门逐年发布年度“任务清单”，采用“自上而下”的方式将消纳任务逐级分解至各地方进行考核，由省级行政区域和用户共同承担。
2021年，我国首次明确可再生能源电力消纳责任权重制度的奖惩机制，对超额完成激励性权重的地区，在能源双控考核时给予激励。2023 年，政策强调以实际消纳的可再生能源物理电量为主要核算方式，2024年明确消纳责任权重向重点行业延伸。
业内人士指出，此前的消纳责任权重制度在取得成效的同时，也面临两大制约，一是跨省消纳的合作与成本分摊框架尚未成熟，二是省内市场主体的参与积极性有待激活。669号文的出台，标志着企业绿色电力消费从“可选项”变为“约束性指标”，消纳责任权重政策进入向精细化、行业化深化的新阶段。
记者注意到，纵观近几年的政策调整，可以发现669号文所提出的要求有如下两条清晰的主线：一是覆盖范围不断扩大，从消纳责任要求看，全国平均增加约4.1%，各省（区、市）非水电消纳责任权重同比增加0%～10.6%不等，其中云南、新疆增加最多，分别增加10.6%与7.9%；从消纳责任的承担主体看，从最初的省级行政区域，逐步压实到重点行业等具体市场主体。二是绿证在核算中的作用不断提升，从辅助手段升级为行业绿电消费核算的主要依据之一，重点行业绿色电力消费比例完成情况核算以绿证为主。
为何选择电解铝作为首个从“只监测”转向“强制考核”的重点行业？这释放了怎样的政策信号？
中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽表示，2024年，国家发展改革委等部门印发了《电解铝行业节能降碳专项行动计划》（发改环资〔2024〕972号），明确提出2025年电解铝行业可再生能源利用比例达到25%以上的目标。电解铝作为高载能典型行业，其产业布局相对集中，具有市场占有率较高等特点，使其承担消纳责任权重具有更好的实操性。
华电甘肃公司市场部二级主管雒雷雷表示，在我国用电结构中，制造业约占工业用电的76%，电解铝占工业用电的9.46%。电解铝既是重要的基础原材料产业，也是能耗与排放大户，并被欧盟碳边境税（CBAM）列为重点管控产品。推动电解铝用能绿色转型是国家能源战略目标需要，也是应对贸易壁垒的现实举措。
若电解铝企业未能完成划定任务，其将面临何种具体考核措施？中国宏观经济研究院能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶表示，国务院能源主管部门已连续五年发布《年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》，对各省级行政区域上年度消纳责任权重完成情况进行通报，未来针对电解铝企业绿电消费比例目标完成情况也将纳入评价范围，通报本身就是一重约束。此外，2025年正式实施的《中华人民共和国能源法》要求完善可再生能源电力消纳保障机制，将实施可再生能源电力消纳责任上升为法律制度，未来主管部门也将持续强化落实针对电解铝等重点行业企业绿电消费比例目标的考核。
由此可见，绿电消费管控正从“普遍要求”迈向“重点突破”，选择条件成熟、影响巨大的行业作为突破口，释放了绿电消费要求正在建立并加速落地的强烈信号，预示着其他重点行业企业的强制考核也只是时间问题。
在将电解铝纳入强制考核的基础上，可再生能源电力消纳责任权重制度增设2025年钢铁、水泥、多晶硅行业和国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例。陶冶预计，上述行业总计覆盖终端电力消费量超过1万亿千瓦时，约占当下我国全社会用电量的10%以上。
尽管新增的四个行业2025年仅监测不考核，但对重点用能企业的绿色消费将起到重要的指引与导向作用。那么，669号文监测的重点是什么？
陶冶告诉记者，重点监测各省级能源主管部门对新增重点行业、领域在绿色电力消费指标实施方案制定、指标分解、信息报送、统计核算、监管等工作的落实情况，及时发现并解决出现的问题，全面提升监测考核能力，为后续正式实施考核做好基础性工作。
未来，可再生能源电力消纳责任权重制度还可能延伸至哪些行业？
陶冶预测，“十五五”期间，国家可再生能源电力消纳责任权重制度将加强与碳排放双控、全国统一碳市场建设和可再生能源消费替代等政策机制的衔接，进一步向重点行业等扩大覆盖范围。打造更有约束、更加有效、更有活力、更高质量的绿色电力消费市场。
时璟丽表示，今年3月，五部门联合发布《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》（发改能源〔2025〕262号）明确，“加快提升钢铁、有色、建材、石化、化工等行业企业和数据中心，以及其他重点用能单位和行业的绿电消费比例”，后续或对有色、建材、石化、化工等行业陆续提出绿电消费比例要求。
雒雷雷认为，选择哪些行业，或考虑以下三个方面，一是产业集中度与数据基础，如电解铝一样，行业产能是否集中在少数企业，便于数据统计和监管。二是国际竞争与碳壁垒压力，行业是否面临巨大的国际减碳压力，其产品出口是否受到碳关税等机制的直接影响。三是政策实施的循序渐进，政策执行需要积累经验，2025年对新增行业“只监测不考核”，正是为2026年及以后的考核积累有效数据和管理经验。
责任压实：
伴“协同之困”及“成本压力”
推动可再生能源电力消纳责任权重考核“重心下沉”势在必行，不过，这是一项复杂的系统性工程，仍有诸多现实问题亟待解决，其中首要考虑的是行业承受能力。
高比例绿电要求或加剧企业成本压力，需平衡环保目标与经济可行性。据某电解铝企业工作人员说，以一家年产50万吨、用电量超过60亿千瓦时的电解铝企业为例，若通过购买绿证的方式满足30%的绿电消纳目标，粗略计算或产生额外成本五百万元以上。
业内人士认为，绿电消费指标可能带来短期经济压力，但从长期看，这是推动行业迈向可持续发展的机遇。对于企业而言，为适应绿电消费需求，积极推动生产线工艺改进、企业技术升级和产业结构重组，将成为加速推动企业和行业实现可持续发展的契机。
绿证已成为重点行业企业履行可再生能源消纳责任的关键工具，企业可根据自身条件选择自建新能源项目、与发电企业签订长期绿色电力采购协议（PPA）或直接从市场购买绿证实现绿电消费目标。
目前来看，随着电解铝强制考核和多个重点行业被纳入监测，2025年绿证市场将有不少新变化。雒雷雷指出，一是交易量持续放大，政策驱动下的刚性需求将显著增加，2024年，全国绿证交易量已达4.46亿个，同比增长364%，2025年在此基础上预计将继续保持高速增长。二是价格稳步上移，2025年5月绿证均价达2.73元/个（环比增长18.12%），未来仍有进一步攀升的动力。三是绿证环境属性更受重视，随着欧盟CBAM等机制对产品碳足迹核算要求日益严格，企业购买绿证时，将更加关注其对应的项目类型、所在地、时间戳等细节，以确保能满足国际标准的溯源要求。四是金融属性初步显现，绿证可能逐渐发展出质押、托管等金融功能，为企业融资提供新工具。
时璟丽预计，今年随着电解铝行业被考核绿电消费比例，绿电绿证在消费终端的需求增加。同时，根据新能源入市相关政策对机制电量的规定，机制电量之外的明确可直接交易的绿电绿证供应有所减少，使绿证市场价格有所回升。例如今年7月绿证价格折合接近7厘/千瓦时，是年初的6倍多，且交易量持续扩大。当然，这一价格水平与充分反映绿电绿色环境属性价值仍有差距，但整体呈现向好态势。
然而，当前绿证市场供需错配问题尚未解决，诸多机制与环节有待优化完善。时璟丽指出，由于地域间的绿电供需差异，加上各省（区、市）需考虑完成消纳责任权重任务，在机制电量之外的可直接交易绿电绿证有所减少的情况下，地方惜售情况不但依然存在，或将比过去更明显，这与推进绿电在更大范围消纳存在矛盾，需要通过完善机制予以解决。
上文所说的“新能源入市”，即《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）提出的，每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定；136号文强化改革与绿证政策协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。
陶冶指出，上述政策对消纳责任权重引导地方新能源开发建设，与机制电量的绿证核发、流转、分配、交易等环节提出了新要求。
陶冶认为，西北新能源装机消纳挑战加大。西北六省（区）风电光伏装机约占全国1/3。从消纳量看，2024年青海、宁夏、甘肃3省（区）消纳的新能源电量占比已经超过30%，内蒙古和新疆也超过全国平均水平，分别达到28.5%和19.7%。在装机和电量占比双升的情况下，西北地区新能源消纳压力日渐凸显，需要通过消纳责任权重引导西北地区新能源向东中部地区消纳。
北京电链科技双碳事业部总监郑颖表示，一方面，136号文明确规定：“纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益”，而此前的《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》（发改能源〔2023〕1044号）已经明确对已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证，在“全面覆盖”与“不得重复获益”的双重条件下，机制电量与绿证如何在交易、结算和核销等环节形成衔接规则，避免重复获益，仍需更细化、更具操作性的制度安排。
另一方面，尽管过去一年绿证消费量呈倍数级增长，但与核发规模相比，消费侧的释放仍有明显空间。只有进一步激活消费需求，使绿证在价格信号和价值发现上真正发挥作用，才能为可再生能源项目形成更稳定、可预期的收益补充。
那么，企业通过建投分布式新能源以及绿电直连等方式来完成消纳责任是否可行？
雒雷雷指出，通过建设分布式新能源（如厂房屋顶光伏）以及采用“绿电直连”模式来完成消纳责任，不仅是可行的，而且是被政策鼓励的重要方向。近期印发的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》明确了项目定义与分类、价格机制，厘清了“隔墙售电”的责任关系，鼓励通过就近消纳的模式完成绿电消纳需求，此种模式环境属性清晰，易于应对国际碳足迹核算要求。
国网能源研究院有限公司企业战略研究所副所长张晓萱表示，分布式新能源、绿电直连属于实际消纳物理电量，可用于完成可再生能源消纳责任权重。重点用能行业绿色电力消费比例完成情况核算以绿证为主，分布式新能源及绿电直连等项目自发自用电量要做好绿证核发所需电量信息及材料的申报工作，确保绿证的顺利核发。
但是，这一创新模式实施起来仍存在不小的挑战。在雒雷雷看来，一是空间与资源存在约束，许多工厂的屋顶面积、承重能力或周边土地资源有限，自建分布式规模可能无法满足企业全部用电需求，尤其对于耗电量巨大的钢铁、水泥企业而言，可能仅能贡献一小部分绿电；二是可靠性成本高，风电、光伏的间歇性与企业连续生产的需求之间存在矛盾。需配置储能或依赖电网备份，但这会增加系统复杂性和成本。三是针对绿电直连专线建设涉及规划、用地审批、跨越权益等一系列复杂问题，投资巨大、协调难度高。
国际碳市场的演变也对国内企业施加了新压力。2025年9月，国际标准化组织（ISO）和温室气体核算体系（GHG Protocol）宣布将协调其现有的温室气体（GHG）标准组合，共同开发新的温室气体排放核算和报告标准。
世界资源研究所可持续转型中心研究员张文佺告诉记者，国际标准的更新，可能对中国绿电绿证市场造成一定影响。一是在地域上，更新后的指南可能要求，企业用于声明其使用了绿色电力的市场工具（如绿证），必须来自与其实际用电设施处于同一电网区域内的发电项目。对于超出电网边界的采购，不能够再计入其相关的计算结果内。换言之，只有与用电设施在同一电网区域内产生的绿证或绿电，才能用于相关排放核算。二是时间上实现小时级的匹配，这就要求电网公司或相关数据机构能够提供公开、免费的小时级电网排放因子。鉴于新标准可能提高数据收集和管理的复杂性，需要利益相关方积极提供反馈意见，以提高新标准的可操作性。
路径探索：
以“机制创新”驱动“内生动力”
推动可再生能源电力消纳责任权重有效落地，是一项涉及政策、市场与技术的系统性工程，需要多方协同推进。当前来看，有哪些配套措施亟需制定和落地？
雒雷雷认为，一是健全全国统一的绿证核算与追溯体系，建立权威、统一、透明的绿证国家核发、登记、交易、注销平台，确保每一张绿证的真实性、唯一性和可追溯性，并与国际标准接轨，这是所有市场交易的信任基石。二是提升电网智能化与调度能力，随着分布式能源和绿电直连项目增多，电网需从传统的电力输送主体转向系统调节服务商，具备更强的智能化调度和平衡能力，以容纳更高比例的可再生能源。三是明确技术标准与指南，尽快出台针对“绿电直连”等新模式的技术标准，建设规范和“就近消纳”的界定指南，为项目落地提供清晰指引。
张晓萱则认为，需要持续促进绿色电力市场建设，进一步完善绿电绿证交易机制，推广多年期绿电交易机制，推动发用双方签订绿证中长期购买协议,推动小时级绿电交易、分时段带曲线绿电交易；促进绿电供需匹配，在供应侧，在省间强化连续开市、推动跨经营区绿电交易，多措并举满足用户绿色用能需求；在需求侧，有效压实用户消纳责任，同时探索绿电直连项目、零碳园区项目与绿电绿证交易进一步衔接协同。
在强制考核的“硬约束”之外，如何建立更长效的市场激励机制，真正激发用户主动消纳绿电的内生动力？
业内人士表示，不论是国外的配额制，还是我国的可再生能源电力消纳责任权重制度，都是一个受政策驱动的任务，而不是经济责任，绿证必须跟用户强制配额相关联，才会出现绿证市场，用户承担强制配额责任，为了避免遭到经济处罚，才有购买绿证的动力。只有以经济处罚标准为“锚”，才会形成供需变化，绿证市场也就活了。激活绿证市场，亟待建立用户侧的强制绿电消费配额制度，并明确未完成配额的经济处罚标准，真正激发绿证市场的内生动力。此举可作为深化制度的重要方向，待市场条件与监管能力成熟后适时推出。
国务院发展研究中心资源与环境政策研究所副研究员韩雪建议，除了行政考核的工具，结合一些国际经验和其他行业的经验，还可以考虑采取四方面措施：一是通过公共采购（包括政府采购、政府投资项目的采购以及国有企业采购等渠道）促进绿电消费，例如设定公共采购产品的绿电消费比例底线要求或者在招标中设定绿电消费的赋分权重等，提升高比例绿电产品的市场竞争力；同时通过公共资金管理带动社会资金管理，将绿电消费比例作为绿色金融、低碳金融的重要考量。二是加强包括绿电消费、碳排放、碳管理信息在内的环境信息披露，实施部分行业的强制披露，并建立政府、同行和第三方多种渠道的评价体系，形成同行竞争的氛围。三是积极培育电力市场中的绿电消费模式，尤其是以促进绿电消纳、可持续投资为目的的消费模式。四是培育全社会、全行业的绿色低碳意识。
为了更大限度激发绿电消费潜力，雒雷雷建议，一是部分细节需要持续完善，新能源项目参与市场化交易后，其电能量价值（通过市场竞价获得）、环境价值（通过出售绿证获得）以及可能存在的政府补贴（如有）或容量补偿等之间的关系需要彻底厘清，避免重复获利或价值遗漏。二是国际认证衔接问题，即便实现了绿电直连，保证了物理溯源，但CBAM等机制要求全生命周期碳排放核算，目前国内缺乏风电、光伏设备制造环节的碳排放数据库，这可能成为出口企业应对碳壁垒的新缺口。建议加强国际合作与互认，积极推动中国绿证与国际主要碳足迹、绿电认证体系的互认，降低出口型企业应对国际规则的工作难度，避免形成重复成本。
然而，CBAM机制与我国当前绿电交易体系还存在很大差异——欧盟要求PPA中的电力具备物理可追溯性，而我国绿电交易是基于市场形成的具有绿色属性认证的经济关系合约。随着2026年CBAM正式实施节点的临近，建立与CBAM机制接轨的绿电交易已刻不容缓。
有业内人士建议，一方面，应加快建立基于物理节点的绿电交易机制，将交易双方限定在同一220千伏供电节点内，保障绿电消纳符合物理范围要求，同时通过小时级数据采集确保发用电的实时对应，避免绿色权益的重复计算，构建符合国际标准的绿电溯源体系；另一方面，进一步完善绿电直连项目，充分发挥其物理可追溯性优势，为出口企业提供CBAM认可的直接证据。这种“市场化交易+物理溯源”的双重改革，不仅能有效降低我国出口产品的碳关税成本，更将推动国内电力市场与国际碳定价体系的深度衔接。
对于钢铁、水泥等未来可能纳入强制考核的高载能行业，政策制定者和企业自身需要重点考虑哪些问题，做好哪些准备？
雒雷雷认为，政策制定者方面，要坚持差异化原则，充分考虑不同行业的工艺特点、能耗结构和转型难度、企业规模的差异，设定分层次的、合理的绿电消费比例目标，不搞“一刀切”。对企业自身，需综合评估自建分布式新能源、参与绿电交易、购买绿证等不同方式的优劣势，探索签订长期购电协议（PPA）以锁定成本和供应。同时，投资研发节能技术和适配波动性绿电的生产工艺，从根本上提升绿色竞争力。
随着可再生能源进入新的发展阶段，已实施六年的807号文所确立的消纳保障机制，也亟待进行系统性的升级与完善。陶冶认为，近年来，我国风光新能源发电实现跨越式发展，目前消纳责任权重制度在实施过程中也暴露出一些问题，一是绿色电力供给不确定性及制约加大，二是消纳责任分解落实力度弱，三是现行权重实施机制不适应电力市场建设进程。此外，2022年以来，国家推动能耗双控逐步转向碳排放双控，落实非化石能源消费不纳入能耗双控考核，绿色电力参与市场化交易正逐步深入，明确绿证是可再生能源电量环境属性的唯一证明，并要求对可再生能源电量绿证核发实现全覆盖，《中华人民共和国能源法》更是将消纳责任权重制度明确列入法律条款。新能源电力发展面临新形势、新阶段，亟需“对症下药”优化完善消纳责任权重机制。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/202510/21/50010594.html
