来源：中国电力企业管理

“随着新能源规模的迅速扩大，一些地区新能源消纳利用确实也面临压力，我们认为这是新能源‘成长的烦恼’，就好比孩子长身体，长得快是好事，但有时候也会遇到‘衣服不合身’的问题。”今年8月26日，在国务院新闻办公室举行的“高质量完成‘十四五’规划”系列主题新闻发布会上，国家能源局电力司司长杜忠明这样形容新能源发展进程中的一大现实矛盾：可再生能源装机规模快速攀升，但电力系统的消纳能力和配套机制的建设未能匹配。为了缓解这一“成长的烦恼”，我国在政策层面持续加码，随着可再生能源消纳新规落地，绿电消费占比被纳入高载能行业考核，为新能源消纳持续拓展空间。

2024年7月，国家发改委办公厅、国家能源局联合印发《关于2024年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，首次设立了各省电解铝行业的绿电消费比例目标。今年发布的《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》在电解铝行业基础上，增设了钢铁、水泥、多晶硅行业和国家枢纽节点新建数据中心绿电消费比。至此，五大高载能行业全部纳入可再生能源消纳责任体系，标志着我国绿电消纳机制从“地区包干”迈向“行业分责”的新阶段，对破解消纳难题、推动可再生能源高质量发展意义深远，同时也带来诸多现实挑战。

政策新规剑指绿电消纳痛点

长期以来，我国可再生能源消纳按省级行政区域设定消纳责任权重，包括可再生能源电力总量消纳权重和非水电可再生能源电力消纳责任权重。地区可再生能源消纳能力的逐步提升，可为全国按既定时间线有序推进低碳转型提供坚实支撑。

自2019年《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》实施以来，可再生能源消纳责任权重机制已正式运行五年。这一机制有效推动地方提升对可再生能源发展的重视程度，也促进了区域内可再生能源的消纳。

然而，随着可再生能源装机规模快速增长，消纳压力逐步凸显。2023年，我国可再生能源发电装机规模历史性超过火电，截至2025年6月底，我国可再生能源装机已经达到21.59亿千瓦，在发电装机总量中占比接近60%。

各地可再生能源发电占比若要进一步提升，面临的挑战已不再局限于装机规模的扩张，而是转变为涉及供需匹配、电网支撑、市场调节、成本疏导等多方面的系统性问题。

在此背景下，“行业分责”模式应运而生。分地区的行业绿电消费占比指标旨在推动高载能行业与地区同步低碳转型，创造更多绿电需求场景；同时，通过绿电绿证交易，将可再生能源的环境溢价成本疏导至高载能企业，从而支持可再生能源的高质量发展。

2023年，全国电解铝、钢铁、水泥、多晶硅行业和数据中心用电量达2.26万亿千瓦时，占全国用电量的25%左右，相比2022年提升约6个百分点，具有占比大、增速快的特点。若能按规定的绿电消费比例要求执行，将释放大量绿电需求，为可再生能源发展开辟广阔的市场空间，并大幅提升绿电和绿证的市场需求。

不同地区行业消纳指标分化，绿电消费遵循“量体裁衣”

绿电消费的推进并非齐步走，而是呈现出鲜明的地区与行业差异化特征。这种“量体裁衣”的指标设置，既呼应了各地能源禀赋与产业结构的实际，也为不同地区和行业的绿色转型留出了合理缓冲空间。

从纵向时间维度看，各省（区、市）绿电消费指标总体呈上升趋势。2020年至2025年间，可再生能源消纳责任权重累计变化幅度在-15%到128%之间，其中，相对增长幅度最高的为山东、河北、河南、天津、海南。西南水电大省可再生能源占比较高，可再生能源电力消纳责任权重存在一定波动。

根据2025年发布的2026年预期目标，在2025年的指标基础上，各省（区、市）2026年预期目标平均提升1个百分点。其中，四川、云南、青海较2025年目标值持平，保持在70%的水平；山东提升幅度最大，为1.1个百分点，其余省份均提升1个百分点。全国范围内，可再生能源消纳责任权重基本稳步提升。

行业间的指标分化则更细致地贴合了产业特性。电解铝、钢铁、多晶硅、水泥四个行业的绿电消费占比要求基本与所在地区指标保持一致，适应不同地区的资源禀赋特点，也有一些地区的行业要求比地区要求更高，2025年，仅福建省的行业比例要求高于地区整体目标1个百分点；至2026年，除福建外，辽宁、江苏、浙江、安徽、山东、海南六个省份的行业预期目标也设定为高于地区整体要求1个百分点。各省国家枢纽节点新建数据中心的目标要求统一为80%，这与《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》提出的“到2025年底，国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超过80%”的要求保持一致。数据中心是国家“新基建”重要内容，其用电增速远超其他行业。根据中国信息和通信研究院预测，到2030年，全国数据中心耗电量将达到4000亿千瓦时，占全社会用电量的比重将从当前的不足2%攀升至6%，需要加速绿色转型发展以减少电网减排负担。 

新规实施面临现实挑战

在绿电消费约束性目标的落地过程中，面临多重现实壁垒，对政策执行的精细化程度提出了更高要求。

绿证交易平台需进一步完善。企业执行层面，云南、四川等水电资源富集省份的电解铝企业，凭借充足的本地绿电供应，完成绿电消费比例考核目标相对容易；但在绿电供应不足的地区，企业则需通过购买绿证等方式来完成目标。目前绿证交易平台的功能尚不完善，交易信息的透明度、交易流程的便捷性都有待提升，部分企业在平台上难以快速匹配到合适的绿证资源。

绿证交易和价格形成机制待优化。截至2025年7月，全国绿证历史交易均价为4.61元/个，以一家年产50万吨的电解铝企业为例，其年用电量超60亿千瓦时；按照30%的绿电消纳目标核算，该企业每年需完成约18亿千瓦时的绿电消费。若全部通过购买绿证的方式满足这一需求，按当前交易均价计算，需购置180万个绿证，对应成本超800万元，对企业而言无疑是沉重负担，且当前绿证价格回升并未形成稳定趋势，绿证价格仍受季节、可再生能源发电量波动、政策执行力度等多重因素影响，企业难以精准预判采购成本。同时，下游市场对绿色产品的溢价认可度不足，使企业的绿电投入难以通过终端售价回收，直接削弱了企业的市场竞争力和转型动力。

企业绿电消费监管仍需细化规范。绿电消费量化考核方面，政策明确重点用能行业的绿电消费比例完成情况核算以绿证为主，2025年各省对电解铝行业绿色电力消费比例完成情况进行考核，对钢铁、水泥、多晶硅和国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例完成情况只监测不考核，这一规定为绿电消费量化考核提供了清晰依据。但政策在落地过程中，随着行业和企业范围扩大，以及各行业逐步从监测转为考核，相应常态化监管和跟踪引导等可能存在不足的情况。

奖惩机制需进一步完善。政策执行效果方面，当前考核体系聚焦绿电消纳比例这一量化指标，虽能直观衡量目标完成度，却也催生了部分企业的短视策略，即为凑足指标，选择在考核节点前“突击采购”绿证。这种仅停留在凭证层面的达标，并未真正推动风光资源富集地区的新能源实际消纳，更难转化为能源结构转型的深层动力。此外，当前政策体系仍缺乏配套的约束与激励细则。例如，对于未完成绿电消费指标的行业，尚未明确具体的惩戒措施；对超额完成目标的企业，也缺乏清晰的奖励机制。这些现实问题也为下一步针对性细化规则、完善配套政策留下了调整空间，便于后续持续优化以夯实执行实效。

多策并举助力破解可再生能源消纳难题

破解消纳难题需构建政策、技术、市场、产业多维协同的解决方案，其路径正通过地方实践逐渐清晰。

打破空间与时间限制。通过建设“绿电直连+储能”的零碳园区实现就近消纳，在负荷中心推广自发自用的分布式光伏，推动绿电就地生产、就地消化；打通跨省绿电交易通道，让绿电动起来，突破地域限制。依托智能电网优化调度、规模化应用储能削峰填谷、数字孪生等智能技术，提升系统灵活性和用能效率，推动绿电消纳更高效、更稳定。

通过市场撬动与金融工具的应用充分激发企业动力。逐步扩大绿证交易市场，推动绿证与碳市场、地方产业扶持政策联动，比如对购买绿证的企业给予税收优惠、项目审批优先等激励，让绿证的环境价值转化为实实在在的成本缓冲，使其成为企业履行责任、平衡成本的有效工具。推动金融机构将企业绿电消费比例与ESG评级深度挂钩，针对出口企业面临的国际碳关税压力，建立“绿电—碳足迹认证”联动体系，推动企业有动力、有途径提升绿电消费比例。

构建“产业—绿电”协同发展的长效机制是主要目标。一方面，推动高载能产业的绿电消费需求倒逼风光基地、储能设施等绿电供应链加速完善，另一方面，通过绿电供应的规模化、稳定化，反推产业向低碳化转型，引导高载能产业依托绿电资源布局生产线，推动产业结构调整与绿电供应能力形成动态耦合。将绿电消费纳入产业园区评级、企业技改补贴的核心考量，推动产业升级与绿电发展拧成一股绳，最终实现经济发展与绿色转型的长效平衡。