绿电，已成为企业新刚需

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为什么说绿电绿证已成为"新刚需"

2022年6月，江苏省在全国率先提出"到2025年，高耗能企业电力消费中绿色电力占比不低于30%"。彼时，很多企业觉得这不过是地方性的试点要求，与自己无关。但此后四年间的政策演进表明，这不是一个地方试点，而是一场自上而下、从国内到国际的系统性制度变革。

我们先通过一张表格，回顾从2022年到2026年，推动企业绿电消费的关键政策节点：

可以看到，从2022年到2026年，企业绿电消费的政策驱动经历了一个清晰的递进过程：从地方试点→国家绿证全覆盖→绿电直连制度破冰→零碳园区系统部署→碳排放双控→可再生能源消费最低比重强制目标→CBAM欧盟碳关税。每一步都在收紧约束、扩大范围、强化刚性。

（一）碳排放双控：用绿电不再受能耗指标约束

2026年全国两会定调，"能耗双控"正式转向"碳排放双控"。4月，中办国办印发《关于更高水平更高质量做好节能降碳工作的意见》和《碳达峰碳中和综合评价考核办法》，首次以党内规章形式确立"党政同责、一岗双责、五年总考、一年一考"。

这一转变的核心含义是：过去管的是"用多少能"，现在管的是"排多少碳"。用了绿电就不计入碳排放考核，用能多不一定排碳多——用了高碳燃料照样被约束。浙江在节能宣传周的政策发布会上用一句话概括：早改早受益，早抓早主动。

884号文《新型能源体系建设"十五五"规划》进一步明确，全面转向碳排放双控，新增单位发电量碳排放下降>10%的约束性指标。

22号文《"十五五"碳达峰行动方案》提出"逐步明确重点用能行业可再生能源消费最低比重目标"。这意味着，企业消费绿电不仅是自愿行为，更将逐步成为强制性约束。

（二）可再生能源消费最低比重目标：2026年8月1日起施行

2026年6月5日，国家发展改革委令第42号公布《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》，自2026年8月1日起施行。这是继2022年江苏省提出30%目标后，首次以国家部门规章形式建立可再生能源消费最低比重目标制度，意义极为重大。

该办法第七条明确规定："重点用能行业可再生能源电力消费最低比重目标可通过可再生能源电力自发自用、绿电直连、绿证绿电交易（划转）等方式完成。"这意味着，国家层面已经为企业指明了获取绿电的三条正式路径，且这些路径具有同等合规效力。

更值得关注的是考核惩戒机制。办法第二十二条规定：未完成可再生能源消费最低比重目标的重点用能行业相关企业，须在指标公布三个月内通过绿证交易或其他市场化交易方式补充完成；逾期仍未完成的，将依法依规纳入信用记录，加强重点监管。

同时，该办法还规定各省级行政区域也承担可再生能源电力消纳责任权重，未完成的省份将被约谈通报。这已经不是"鼓励"而是"强制"了——企业不消费绿电，不仅面临信用惩戒，还可能影响所在省份的考核成绩，进而影响项目审批和要素保障。

此外，办法第八条明确："可再生能源电力消费最低比重目标完成情况使用考核年生产电量对应的可再生能源绿色电力证书作为基本凭证进行核算。"这意味着绿证是完成考核的"硬通货"，企业必须持有与考核年生产电量对应的绿证，才能被认定为完成了可再生能源消费目标。

（三）欧盟CBAM：出口企业的碳成本刚性化

2026年1月1日，欧盟碳边境调节机制（CBAM）正式从过渡期进入碳付费阶段。2026年4月7日，欧盟委员会正式公布全球首个CBAM证书价格——2026年第一季度为75.36欧元/吨二氧化碳当量（约合人民币580元/吨）。对于年出口欧盟超5000亿欧元的中国制造业而言，碳成本已经从"隐形变量"变成"真金白银"。

CBAM覆盖钢铁、水泥、化肥、铝、电力、氢气等行业产品，未来还将扩展至有机化学品、塑料等。其核算逻辑是：产品碳排放量×欧盟碳价-出口国已付碳价=应缴碳关税。其中，电力消费的碳排放是产品碳足迹的重要组成部分。

这里的关键问题是：CBAM认什么样的绿电？根据欧盟实施细则，CBAM对间接排放（即电力消费产生的碳排放）的核算采用"默认排放因子"方式，但如果出口企业能够证明其使用了低碳电力（如绿电直连），则可以申请使用实际排放因子。

这意味着，有可物理溯源凭证的绿电直连，能够最大程度降低产品碳足迹，从而减少CBAM应缴税额。而单纯的绿证购买在CBAM中的认可度相对较低，因为无法证明物理电力确实来自可再生能源。

以一家年出口欧盟10万吨钢铁的企业为例：如果完全使用火电，间接碳排放约2万吨CO₂，按75.36欧元/吨计算，CBAM税负约150万欧元/年。如果通过绿电直连将电力碳排降低80%，则可节省约120万欧元/年。这就是为什么出口外向型企业对绿电直连的需求尤为迫切。

（四）碳市场扩围：碳配额从"免费"走向"有偿"

2026年，全国碳市场覆盖范围从发电行业扩展至钢铁、水泥、铝冶炼三大行业，控排企业从2000家增至3500家，配额总量从40亿吨升至60亿吨。下一轮扩围石化、化工、造纸、民航已在路上，扩围后覆盖8000多家企业、全国70%以上温室气体排放量。

同时，配额分配方式也在变化。6月17日全国低碳日上，国家应对气候变化中心明确表示要加快推进配额有偿分配和非履约主体入市。免费配额比例逐年下降，有偿分配机制正在建立，碳价中枢持续上移。

碳市场的逻辑很简单：碳排放强度优于行业基准，富余配额可以卖钱；劣于基准，就必须掏钱买配额。而降低碳排放强度最直接的方式之一，就是提高绿电消费比例。

698号文也明确规定："对纳入全国碳排放权交易市场的重点行业，支持碳排放强度优于基准值的企业获得合理碳排放配额收益。"用绿电→降碳排→省配额/卖配额，这条价值链条已经完全打通。

（五）绿证市场量价齐升：绿色溢价正在显现

政策驱动的直接效果是绿证市场量价齐升。国家能源局数据显示：2025年全国共核发绿证29.47亿个，交易绿证9.30亿个，同比增长1.08倍。截至2025年底，全国累计交易绿证14.83亿个。2026年1—4月，已核发绿证9.3亿个，交易绿证3.09亿个，增速依然强劲。

价格方面，绿证交易价格呈现明显的"梯度递增"趋势。2024年、2025年、2026年一季度电量绿证均价分别为1.51元/个、5.71元/个、7.76元/个。2026年一季度绿证交易均价为5.13元/个，同比增长2.17倍。绿证价格暴涨的背后，是碳排放双控和最低比重目标制度带来的需求爆发——企业必须持有绿证才能完成考核。

这种价格趋势传递了一个清晰的信号：越早布局绿电获取，成本越低；越晚行动，溢价越高。等待和观望的策略，在这个市场中将越来越昂贵。

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企业获取绿电的四条路径

综合650号文、688号文、910号文及第42号令等政策文件，目前企业获取绿电主要有四条路径：绿电直连、绿电交易、绿证交易、自发自用分布式光伏等。这四条路径在物理溯源能力、成本结构、适用场景和合规效力上各有特点，企业应根据自身条件选择最优组合。

（一）绿电直连：优先推荐的"最优解"

如果条件允许，我们优先推荐企业考虑绿电直连。这是目前政策层面最为鼓励、国际认可度最高的绿电获取方式。

• 绿电直连的四大核心优势

第一，物理溯源能力最强。绿电直连通过专用线路供电，电力来源清晰可追溯，不存在"证电分离"的问题。688号文更进一步，实现了小时级新能源发用电量匹配，为零碳产品提供精确的碳足迹追溯。在应对欧盟CBAM时，物理溯源的绿电具有最强的公信力，能够最大程度降低产品碳足迹。

第二，政策支持力度最大。910号文明确将绿电直连列为零碳园区绿色电力供应的首选模式；688号文首次将零碳园区列为多用户绿电直连适用场景，园区管委会可作主责单位；22号文进一步明确"鼓励零碳园区存量负荷开展绿电直连"；第42号令将绿电直连列为完成可再生能源消费最低比重目标的正式路径之一。

第三，长期度电成本最低。虽然专线建设需要初始投资，但绿电直连项目按"以荷定源"原则配置，年自发自用电量占总可用发电量不低于60%，上网电量一般不超过20%。

随着光伏组件和储能成本持续下降，绿电直连的综合度电成本在多数场景下已低于"电网购电+绿证溢价"的组合。特别是在绿证价格暴涨的背景下，绿电直连的成本优势更加凸显。

第四，新能源项目豁免电力业务许可。650号文和688号文均明确，绿电直连项目及其内部资源豁免电力业务许可（另有规定除外），降低了项目准入门槛。

• 哪些企业适合绿电直连？

绿电直连适合以下条件的企业：一是用电量大且负荷稳定的工业企业，年用电量通常在数千万千瓦时以上；二是周边有可开发的新能源资源（风光资源较好或有可用地块）；三是用电电压等级不超过220（330）千伏；四是位于或毗邻工业园区、零碳园区，可通过688号文多用户直连模式分摊专线建设成本。

对于有降碳刚性需求的出口外向型企业、有绿色电力消费比例要求的企业、重点用能和碳排放企业，688号文明确鼓励其利用周边新能源资源探索开展多用户绿电直连。

• 操作要点

绿电直连项目应编制包含电源、负荷、直连线路和接入系统的整体化方案，按"以荷定源"原则科学确定新能源装机规模。项目风电和太阳能发电规模需纳入省级能源主管部门的新能源发电开发建设方案。并网型项目作为整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面。

关键合规指标：年自发自用电量占总可用发电量不低于60%，占总用电量不低于30%（2030年前不低于35%），上网电量不超过总可用发电量的20%。并网型项目须按现行政策缴纳输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用，但项目新能源发电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。

（二）绿电交易：灵活性最强的"主渠道"

如果绿电直连条件不具备，绿电交易是企业获取绿电的主渠道。绿电交易是指企业通过电力交易平台，直接购买可再生能源发电企业生产的绿色电力，交易电量同时获得对应的绿证。

• 绿电交易的核心特点

绿电交易的核心特点是"证电合一"——购买的绿电同时包含物理电力和环境属性（绿证），不存在"证电分离"的问题。与绿证交易相比，绿电交易的可溯源性和国际认可度更高。与绿电直连相比，绿电交易不需要建设专线，灵活性更强，适合各类规模的用电企业。

2025年全国绿电交易电量达317亿千瓦时，同比增长32.3%，增速远高于全社会用电量增速。随着碳排放双控和可再生能源消费最低比重目标的实施，绿电交易需求将进一步释放。第42号令明确"绿证绿电交易（划转）"是完成可再生能源消费最低比重目标的正式路径之一，为绿电交易提供了制度保障。

• 操作要点

企业参与绿电交易需要：一是在电力交易中心注册成为市场主体；二是关注本省绿电交易的组织频率和交易规则，不同省份的交易机制有所差异；三是根据自身用电量和绿电消费目标，制定年度绿电采购计划，避免临时采购导致价格波动风险；四是签订中长期绿电购电协议（PPA），锁定绿电供应和价格，降低市场波动影响。

需要特别注意：绿电交易获得的绿证，其"电量生产年"必须与考核年一致，才能用于第42号令要求的考核核算。企业在签订绿电交易合同时，应明确绿证对应的电量生产年份，避免"买了绿证却不能用于考核"的情况。

（三）绿证交易：便捷高效的"补充方式"

绿证交易是企业获取绿电环境属性最便捷的方式，适合作为补充性消费或临时性需求。2023年8月，发改委、能源局、财政部联合印发1044号文，实现绿证对可再生能源电力的全覆盖，确立了绿证的唯一性、通用性和权威性。

• 绿证交易的核心特点

绿证交易的核心特点是"证电分离"——企业购买的是可再生能源电力的环境属性凭证，而非物理电力本身。绿证交易操作便捷，不需要改变现有购电方式，适合各类企业快速提升绿电消费比例。

第42号令明确，可再生能源电力消费最低比重目标完成情况使用考核年生产电量对应的可再生能源绿色电力证书作为基本凭证进行核算——这意味着绿证是完成考核的"硬通货"。

但绿证交易的局限性必须充分认识：

一是"证电分离"模式在国际碳壁垒中的认可度相对较低。CBAM等国际碳壁垒制度更认可"物理溯源"的绿电消费凭证，纯绿证购买无法证明物理电力确实来自可再生能源，因此在降低产品碳足迹方面的效果有限。

二是绿证价格受市场供需影响波动剧烈。如前所述，绿证均价已从2024年的1.51元/个上涨至2026年一季度的5.13—7.76元/个，涨幅超过3倍。大量采购时成本不可控，且存在"追高"风险。

三是部分国际买家和供应链要求可能不接受纯绿证。苹果、宝马等跨国企业对其供应链的绿电消费有严格要求，部分要求"物理溯源"的绿电，纯绿证可能不被认可。

（四）自发自用分布式光伏：最直接的"源头减碳"

对于有屋顶或空地资源的企业，自发自用分布式光伏是最直接的绿电获取方式，也是企业绿电消费的"基本盘"。22号文明确"积极发展分布式光伏"，910号文鼓励园区利用屋顶资源建设光伏，884号文提出2030年配电网力争具备承载9亿千瓦分布式新能源接入能力。

• 分布式光伏的独特优势

自发自用分布式光伏的优势在于：物理溯源能力最强（电就在自己屋顶上发的，溯源无可争议）；度电成本随组件价格下降持续降低（2026年光伏系统造价已处于历史低位，自发自用模式无需缴纳输配电费，综合度电成本极低）；不依赖外部交易（不受绿证价格波动影响，绿电供应自主可控）。

更值得关注的是，688号文明确"分布式光伏可通过集中汇流方式参与多用户绿电直连"。这意味着企业屋顶光伏不仅可以自用，还可以通过集中汇流参与多用户绿电直连，为周边企业供绿电——企业从"绿电消费者"升级为"绿电生产者+供应者"，开辟了新的收益渠道。

分布式局限性在于：受屋顶面积和场地资源限制，发电量通常只能满足企业部分用电需求；光伏发电的间歇性需要配置储能解决；初始投资有一定门槛。

建议有条件的企业将分布式光伏作为绿电获取的"基本盘"，再用绿电直连或绿电交易补充不足部分，形成"自发自用+直连/交易"的组合策略。

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不同类型企业的绿电获取策略

不同类型的企业，面临的碳约束不同、用电特征不同、资源条件不同，绿电获取的最优策略也不同。我们根据企业用电特征和碳约束类型，提出以下分类建议。

（一）出口外向型企业：绿电直连优先+碳足迹体系

对于出口欧盟等碳壁垒市场的企业，绿电直连是首选。CBAM认可的是可物理溯源的绿电消费，绿电直连通过专用线路供电，溯源能力最强。如果直连条件不具备，次选绿电交易（证电合一），最后才考虑绿证交易。

仅靠绿电获取还不够，出口企业还需要同步做好以下工作：一是尽早建立产品碳足迹核算体系，将绿电消费数据纳入碳足迹报告；二是保留完整的绿电消费凭证和物理溯源数据，确保CBAM申报时有充分证据；三是关注欧盟CBAM实施细则的最新变化，特别是对间接排放（电力消费）核算方法的调整；四是积极参与零碳园区建设，利用园区的能碳管理平台和碳合规服务体系降低合规成本。

从实践看，江苏盐城大丰港经济开发区通过绿电直连让"零碳标签"外贸产品抢占国际市场，福建宁德福鼎工业园区通过绿电直供实现零碳电池产品溢价15%。这些案例证明，绿电直连不仅降低了CBAM税负，还带来了产品绿色溢价——绿电消费正在从"成本项"变成"收益项"。

（二）高耗能企业：多路径组合+碳置换

对于钢铁、电解铝、水泥等9个高耗能行业企业，698号文三年攻坚是刚性约束——到2028年能效标杆水平产能比例平均提高20个百分点，能效基准以下产能基本清零。同时面临碳市场配额压力和可再生能源消费最低比重目标约束。

建议采用"分布式光伏+绿电直连+绿电交易"的组合策略：屋顶光伏满足部分自用需求，绿电直连保障大负荷稳定供绿电，绿电交易灵活补充缺口，绿证作为最后补充。通过绿电替代降低碳排放强度，力争优于行业基准值，获取碳配额富余收益。

同时，充分利用698号文的两项关键政策红利：一是20%资金补助——符合条件的项目按核定总投资20%给予补助，可直接降低节能降碳改造和绿电替代投资；二是碳置换机制——改造减少的碳排放量可作为新（改、扩）建"两高"项目的碳置换来源，将减排量转化为新项目的碳排放指标。

（三）零碳园区内企业：多用户绿电直连

对于位于或拟入驻零碳园区的企业，688号文多用户绿电直连是最优选择。园区管委会可作为项目主责单位，统筹建设专用线路和变电设施，企业无需单独投资专线。园区内多个用户共享绿电供应，分摊成本更低。

同时，园区能碳管理平台可提供小时级绿电溯源数据，为零碳产品认证提供支撑。910号文鼓励园区以虚拟电厂形式参与电力市场，企业还可通过聚合内部可调节负荷获取辅助服务收益。零碳园区的"绿电直连+能碳平台+碳资产管理+合规服务"四位一体服务体系，将系统性地降低企业的绿电获取成本和合规成本。

（四）算力设施与新兴产业：优先支持对象

688号文明确"优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业开展绿电直连"。22号文要求"新建算力设施主要使用非化石能源电力""鼓励建设零碳算力设施"。对于数据中心、AI算力中心等高耗能新兴产业，绿电直连不仅是合规需要，更是获取项目审批和要素保障的加分项。

（五）中小微企业：绿电交易+绿证交易

对于用电量较小的中小微企业，建设绿电直连专线不经济。建议以绿电交易为主、绿证交易为辅。在电力交易平台注册后，参与绿电交易采购，同时根据可再生能源消费最低比重目标要求，用绿证补充差额。操作便捷，无需重资产投资。

此外，中小微企业还可以利用屋顶建设分布式光伏，虽然发电量有限，但度电成本极低，且物理溯源能力最强，可作为绿电消费的"基本盘"。

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企业应该怎么做

• 第一步：摸清家底（1个月内）

这些数据是制定绿电获取策略的基础。建议企业组建专项工作组，由能源管理、采购、财务、法务等部门共同参与，确保数据完整、准确。

• 第二步：设定目标

根据第42号令要求和行业基准，设定企业可再生能源消费最低比重目标。出口企业还需根据CBAM要求设定碳足迹降低目标。建议目标设定在政策最低要求之上，为未来政策收紧预留空间。

目标设定应分层级：底线目标——满足政策最低要求；进取目标——达到行业领先水平；愿景目标——实现100%绿电消费或净零排放。每个层级的目标都应有明确的时间表和量化指标。

• 第三步：选择路径

根据企业用电特征、场地条件、周边新能源资源情况，选择最优绿电获取路径组合。决策参考框架如下：

• 第四步：落地实施

绿电直连项目：启动方案编制和审批流程。项目应编制包含电源、负荷、直连线路和接入系统的整体化方案，报省级能源主管部门审批。园区模式的项目主责单位可由园区管委会或第三方机构投资组建。

绿电交易：在电力交易中心完成注册，参与绿电交易采购。建议签订中长期绿电购电协议，锁定1-3年的绿电供应和价格。关注绿证对应的电量生产年份，确保与考核年一致。

分布式光伏：评估屋顶承重、面积、朝向等条件，启动光伏建设。同步评估储能配置需求，解决光伏发电间歇性问题。

碳管理体系：建立企业碳管理体系和绿电消费台账。出口企业同步建立产品碳足迹核算和CBAM申报体系。建议引入专业第三方机构提供碳足迹认证服务。

• 第五步：持续优化

定期评估绿电获取效果和成本，动态调整采购策略。关注政策变化，特别是可再生能源消费最低比重目标的年度调整和绿证市场价格走势。

探索增值模式：一是以虚拟电厂形式聚合内部光伏、储能、可调节负荷等资源参与电力市场，获取辅助服务收益；二是利用698号文碳置换机制，将减排量转化为新项目碳排放指标；三是通过零碳产品认证获取绿色溢价，将绿电消费从"成本中心"转化为"价值中心"。