需求核爆增长！绿证抵扣新政激活企业绿电消费潮
发布日期：2025/3/19
3月18日，国家发展改革委等部门发布《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》。
意见提出要在有条件的地区分类分档打造一批高比例消费绿色电力的绿电工厂、绿电园区等，鼓励其实现100%绿色电力消费。将绿色电力消费信息纳入上市企业环境、社会和公司治理（ESG）报告体系。
1 高比例绿电消费有多难？
现阶段高比例绿电应用的难点可归纳为 “价格机制失衡、供需空间错配、技术瓶颈、政策脱节、场景协同不足”五维矛盾。
1.绿电价格机制与成本分摊难题
绿电交易价格构成中，环境溢价部分使得其整体价格高于传统火电。在广东，绿电交易均价相比煤电基准价每千瓦时高出 6 分，化工企业面临的绿电溢价更是处于 0.061 - 0.072 元 / 千瓦时的区间。
由于下游市场消费者对绿色产品价格敏感度高，支付溢价的意愿普遍较低，这就导致采购绿电的企业只能独自承担这部分额外成本。
以科技企业为例，尽管累计交易绿电达 75 亿度，但多数企业在受访中明确表示对绿电溢价的承受能力有限，从成本控制角度出发，更倾向于采购价格低廉的普通电力，这极大地限制了绿电在企业层面的广泛应用。
国内长期购电协议（PPA）目前大多还停留在框架协议阶段，协议内容缺乏对价格的稳定预期设定。如巴斯夫与国家电投签订的长达 25 年的协议，仅仅针对未开发项目的绿电价格进行了锁定，在实际执行过程中，由于市场波动等因素，仍需进行动态调整，这使得协议在价格保障方面的作用大打折扣。
此外，存量可再生能源项目因长期享受国家补贴以及保障性收购政策，发电企业缺乏主动退出补贴体系、进入市场化交易的动力，这在一定程度上阻碍了绿电市场化交易的进程，不利于构建成熟的绿电价格形成机制。
2.绿电供需空间错配与跨区交易障碍
我国绿电资源分布呈现出明显的地域特征，主要集中在西北、内蒙古等地。以通辽为例，其新能源装机占比达到 46%，然而，高耗能产业作为绿电的主要需求方，却大多分布在东部沿海地区。这种资源与负荷中心的分离，导致通辽的新能源就地消纳比例严重不足，目前仅为 16%，与 “十四五” 规划设定的 35% 的目标存在较大差距。
为了满足东部地区对绿电的需求，跨省交易需求极为旺盛，但遗憾的是，常态化的跨省交易机制尚未建立，例如万国数据就不得不借助北京电力交易中心来协调山西绿电的跨省直供，过程繁琐且效率低下。
当前跨省绿电交易主要依赖电网不定期组织开展，交易流程复杂，涉及多个部门和环节的协调。并且，送端省份存在消纳考核指标限制，这在一定程度上制约了绿电的外送规模。以内蒙古为例，其公网调峰能力仅为 150 万千瓦，在绿电消纳过程中，不得不依赖东北电网的调峰资源，这不仅增加了调度难度，也限制了本地绿电的消纳能力。
虽然部分省份如北京、上海已经开始试点常态化跨省交易，但从全国范围来看，这一交易模式仍处于探索阶段，尚未形成完善的、可推广的体系，严重影响了绿电在更大范围内的优化配置。
3.电网稳定性与灵活性不足
风电、光伏等新能源发电受自然条件影响，出力具有很强的随机性和间歇性。在一些高比例新能源接入的系统中，如西部某地区新能源占比超过 80%，由于缺乏同步机组提供的稳定支撑，系统频率稳定性受到极大挑战，容易出现频率失稳现象。
同时，新能源场站自身抗扰动能力较弱，一旦电网出现波动，可能引发连锁脱网事故，严重威胁电网的安全运行。内蒙古通辽为缓解调峰压力，尝试采用火电与储能一体化的方式，但目前储能技术尚不成熟，在储能容量、充放电效率、使用寿命等方面还存在诸多问题，难以有效应对新能源发电的波动性。
目前新能源并网所采用的变流器大多为 “跟网型”（GFL），这种类型的变流器无法主动为弱电网系统提供支撑，在电网出现异常时，无法保障电力的稳定供应。
而离网式绿电直供则需要依赖构网型（GFM）技术，但该技术存在改造成本高、国际认可度低的问题。以山西推动绿电直供项目为例，在实际推进过程中，由于并网性能不足，导致电能质量不稳定，同时调度系统功能也不完善，无法对新能源发电进行有效的调度管理，限制了绿电直供的规模和效率。
4.政策协同与市场机制不完善
在碳排放核算体系中，绿电消费所带来的减排价值尚未得到充分体现。企业在采购绿电时支付了环境溢价，但在碳核算过程中，绿电仍被等同于普通电力进行核算，这使得企业在绿电消费过程中的环境效益未能得到认可。
此外，绿证与 CCER之间存在重复计算的风险，导致市场对减排量的认定出现混乱。在国际市场上，我国绿证的互认度不足，例如欧盟碳边境调节机制（CBAM）对我国绿证的认可度有限，这严重影响了我国企业在国际市场上的出口竞争力，削弱了企业参与绿电消费的积极性。
现行政策中，企业绿电消费无法抵扣能耗指标，这对于高耗能行业而言，缺乏足够的动力进行能源转型。
以化工行业为例，如果使用 75% 的绿电，每年可减排 2 亿吨 CO₂ ，但由于政策未给予能耗豁免或优先权，企业在考虑成本与效益时，往往不会优先选择绿电。
内蒙古通辽虽然规划了绿电替代工程，但在承接电价敏感型产业方面，无论是产业数量还是产业质量，都还有很大的提升空间，这在一定程度上反映了政策协同不足对绿电应用的制约。
5.消纳场景与技术应用局限
农村牧区拥有丰富的新能源资源，具备发展分布式能源的良好条件。然而，当前农村牧区的输配电网容量普遍不足，以通辽为例，其分布式光伏由于电网变电容量的限制，无法实现自发自用，大量电能无法有效接入电网。
尽管国家出台了一系列鼓励农光互补的政策，但在实际推广过程中，面临着资金短缺和技术门槛高的问题。
一方面，建设农光互补项目需要大量的前期资金投入，而农村地区融资渠道有限；另一方面，相关技术的应用和维护需要专业的技术人员，农村地区技术力量薄弱，导致项目推进困难，限制了分布式能源在农村牧区的发展。
2 100%绿电的新模式新探索
虽说高比例绿电消费存在一定难度，但经过长期摸索，国内有很多区域正在向100%绿电替代努力，并形成了新模式。
1.福建湄洲岛全场景绿电示范
模式：以海岛全域绿电覆盖为基础，融合智慧微电网，推动多领域绿电替代，构建起全方位的绿色能源体系。
技术路径：智慧配电网与微电网：成功打造全国首个台区级多端互联低压柔性微电网。借助“源网荷储”自主协同调度机制，实现新能源的全面接入与高效消纳，绿电消纳率高达95%以上。这意味着岛上绝大部分新能源发电都能被合理利用，减少了能源浪费。
全场景绿电替代：交通领域：构建“全域三公里充电圈”，促使公共交通实现全电出行。这不仅提升了交通出行的环保程度，还使得交通出行成本降低了14.29%，让出行更加经济实惠。建筑与生活方面：大力推广全电厨房，覆盖了218家民宿及21家企事业单位，用能成本降低25%。同时，建设“彩虹”光伏建筑一体化（BIPV）项目，每年可发电169万千瓦时，将太阳能转化为电能供建筑使用，减少了传统能源消耗。生态循环维度：运用绿电驱动“中水回用”工程，循环用水量占全岛总用水量的50%，有效解决了海岛缺水的难题，实现了水资源的循环利用和能源的绿色驱动相结合。
成效：终端电气化率达到94.62%，每年减少碳排放1.67万吨。其成功经验入选联合国可持续发展最佳实践，并在联合国气候变化大会上亮相，为全球海岛绿色发展提供了典范。
2.福建平潭海上分散式风电
模式：将海上风电与生态融合，实现绿电直供基础设施，探索出一条海上风电开发与生态保护、基础设施供电相结合的创新之路。
技术路径：
分散式布局：充分利用平潭海峡公铁大桥周边海域，建设全国首个海上分散式风电项目，装机容量达33.5MW。每年可发电1.16亿千瓦时，所发绿电直接供应给大桥照明及周边乡镇，保障了基础设施和居民用电。生态协同：采用“犁沟填埋”海缆敷设技术，最大程度减少对海洋生态环境的影响。同时，预留“风电 + 海洋牧场”融合空间，为未来海上风电与海洋产业协同发展奠定基础。
技术创新：引入全球首台16兆瓦海上风电机组，单日发电量可达38万千瓦时，极大提升了发电效率，有力推动平潭实现全绿电供电。
成效：每年减少碳排放9.6万吨，节省标煤3.3万吨。通过实践，探索出“绿电直供 + 海洋经济”的综合开发模式，为海上风电产业发展与区域经济、生态协调发展提供了新路径。
3. 腾讯怀来数据中心微电网
模式：以风光储一体化为能源基础，结合智能负荷管理，并实现算电协同，满足数据中心特殊的能源需求。
技术路径：多能互补：集成了10.99兆瓦的风电、光伏以及1.25兆瓦的储能设备。借助智能微电网管理平台（EMS），实现“削峰填谷”，降低用电成本5%，有效优化了能源使用效率。
全场景适配：针对数据中心对电力稳定性要求极高的特点，夜间优先消纳风电，使绿电占园区用电的71%，每年减少碳排放7984吨，保障了数据中心的稳定运行与绿色供电。
技术创新：作为国内首个“风光储 + 负荷”智能微电网，验证了全天候绿电保障的可行性，为数据中心行业绿色能源供应提供了宝贵经验。
成效：每年节省电费350万元，绿电占比71%，为数据中心行业提供了可复制的绿色能源供应路径，推动行业向低碳、高效方向发展。
4.山西绿电产业园区模式
模式：通过绿电直连园区，构建源网荷储一体化体系，并开展产业链招商，促进绿色产业集聚。
技术路径：
增量配电网：实现绿电直接连接园区，吸引战略性新兴产业头部企业入驻，有效降低绿电溢价成本，为企业提供经济实惠的绿色能源。
虚拟电厂协同：整合分布式光伏、储能以及负荷管理等资源，提升绿电消纳比例。搭建碳达峰智慧管理平台，对园区能源使用和碳排放进行智能化管理。
成效：长治高新区成为山西省首批绿电产业园试点。规划建成后，将满足园区100%的绿电需求，形成“绿电招商 - 产业承接”的闭环，推动园区绿色产业发展和区域经济转型升级。
5.内蒙古工业园区绿电替代
模式：以绿电规模化替代为核心，结合市场化交易和政策支持，推动工业园区能源结构优化。
技术路径：
绿电直供：乌兰察布丰镇产业园为高载能企业提供30%的绿电（约84MW），凭借当地低价的风光资源吸引产业转移，降低企业用电成本。
政策创新：修订《工业园区绿色供电实施细则》，放宽负荷要求并优化储能配置，推动“风光火储”多能互补，提高能源供应的稳定性和可靠性。
成效：每年替代标煤106万吨，成功打造“绿电 + 高端制造”产业链，有力推动区域低碳转型，提升了区域的产业竞争力和可持续发展能力。
6.区块链绿电消费认证
模式：利用区块链溯源技术，实现国际互认，并进行碳足迹管理，推动绿电交易和认证的规范化、国际化。
技术路径：可信交易：国网数科运用区块链技术记录绿电全流程交易，支撑北京冬奥会、杭州亚运会100%绿电供应，累计交易绿电1335亿千瓦时，确保绿电交易的透明、可信
碳足迹管理：为出口企业提供唯一绿电标识，帮助企业应对欧盟碳关税（CBAM），提升国际竞争力。通过对企业绿电使用的精准标识和管理，促进企业绿色发展。
成效：覆盖26省6.27万家企业，推动绿证与碳市场衔接，入选国际标准《零碳岛屿评价标准》，在全国乃至国际范围内推动了绿电消费认证的发展和应用。
3 推动绿电高比例消费的关键产业
政策通过 “强制 + 自愿” 双轮驱动的模式，将绿证市场与产业转型深度绑定。在未来的发展中，有几个方面需要重点关注。
1.传统高耗能制造业
从政策层面来看，有着明确的强制驱动要求。政策明确规定到 2030 年，钢铁、有色、建材、石化、化工这些高耗能行业的绿电消费比例需不低于全国可再生能源电力总量消纳责任权重的平均水平。
这就使得钢铁、化工等企业必须通过购买绿证或直接采购绿电的方式来完成强制消费目标，从而倒逼整个产业链向低碳方向转型。
在国际竞争力方面，绿证消费可纳入碳排放核算体系，这一举措对于企业来说意义重大。例如，在面对欧盟碳边境调节机制（CBAM）等国际碳关税壁垒时，企业可以凭借绿证消费降低自身碳排放，提升出口竞争力，在国际市场中占据更有利的地位。
2.数据中心与算力基础设施
在政策上，数据中心与算力基础设施面临着刚性要求。国家枢纽节点新建数据中心的绿电消费比例需从 80% 进一步提升，并且鼓励打造 100% 绿电消费的 “绿电园区”。
部分企业通过跨省绿电交易实现绿电直供，这不仅降低了企业自身的碳排放成本，也符合政策导向。在市场需求方面，随着绿色发展理念的深入人心，绿电消费被纳入企业 ESG 报告体系。
对于云计算、AI 等国际客户来说，他们更倾向于选择低碳算力服务的企业。因此，这推动着数据中心与算力基础设施行业向 “绿色算力枢纽” 转型，以满足市场对绿色算力的需求。
3.绿氢与新能源制氢产业
绿氢的发展离不开环境属性认证，绿证作为绿氢环境价值的唯一凭证，具有关键作用。
以荷兰、丹麦等国的氢能绿证互认机制为例，它为中国绿氢出口提供了路径，助力绿氢进入国际市场。
在产业链协同方面，绿电制氢项目通过绿证交易能够获取额外收益，进而降低氢能成本。
内蒙古、甘肃等地布局的 “绿电 - 绿氢 - 化工” 一体化项目，就是通过这种方式推动全链条低碳化，实现产业的可持续发展。
4.外向型制造业与跨国企业
对于外向型制造业与跨国企业来说，国际标准对接至关重要。
政策推动绿证标准国际化，支持企业融入全球绿色价值链，如 RE100、SBTi 倡议等。无锡普洛菲斯电子公司就通过绿证采购满足了跨国客户绿色供应链的要求，提升了企业在国际市场的竞争力。
同时，面对国际贸易绿色规则，绿证国际互认可以降低出口产品的隐含碳排放成本，帮助企业有效应对贸易壁垒，在国际市场中更好地发展。
5.可再生能源发电与交易服务
在供给端，政策要求按月批量自动核发绿证，这一举措提升了风电、光伏、生物质等可再生能源项目的绿证供给效率。
例如广东能源集团通过绿证交易实现了 248 亿千瓦时绿电销售，充分体现了政策对供给端的推动作用。
在交易服务方面，随着区块链技术（如国网数科平台）和虚拟电厂的应用，绿证核发、交易与溯源机制得到优化，推动了市场的高效运行，为绿电交易提供了更加便捷、可靠的服务。
6.新能源汽车与充电基础设施
新能源汽车与充电基础设施的发展，拓展了绿电消费场景。推广绿色充电桩，支持新能源汽车充绿电，使得电动汽车真正成为 “新能源” 汽车。
电网企业为居民购买绿证提供便利服务，如推出绿电套餐，并且将绿电消费纳入绿色出行评价体系，进一步促进了绿电的消费。
在产业链协同方面，绿电消费与电池制造、充电设施建设相结合，形成了 “绿电 - 电动汽车 - 储能” 的闭环生态，推动了整个新能源汽车产业链的绿色发展。
来源： 绿创碳和
