企业如何应对绿电考核？这份指南请收好

随着我国可再生能源发展逐步从规模扩张转向质量提升，风能、光伏等新能源项目被逐步纳入电力市场体系，参与市场定价。在此背景下，消纳保障制度的有效实施更加依赖于市场主体的积极参与，需通过“自下而上”的方式为可再生能源的深入发展提供稳定需求和收益支撑。

《中华人民共和国能源法》明确规定，供电企业、售电企业、相关电力用户及自备电厂企业应依法承担消纳可再生能源发电量的责任。国家发改委在《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》中也强调，“将消纳责任落实到重点用能单位，强化对高载能企业使用绿色电力的刚性约束”。尽管目前电解铝等行业的具体考核细则尚未出台，新增行业在首年暂实行“只监测、不考核”，但企业实际绿电消费比例已显得愈发重要，未来很可能成为申报绿色标识、评定ESG等级、申请绿色金融产品等方面的关键依据。

企业应对绿电考核的

五大基础筛查步骤

面对绿色电力（绿电）考核要求，企业应系统开展现状梳理与发展环境评估，具体可从以下五个方面逐步推进：

一是界定企业能源消费边界。明确纳入考核范围的全部生产设施及附属用能单元，梳理其电力消耗数据来源，包括网电对应的所有户号信息；统计边界内过去三个年度的电力消费总量、电费支出及已采购的绿色电力消费证书（绿证）数量。

二是复盘企业电力采购方式。分析边界内电力消费结构，如直接市场交易、售电公司代理购电、电网企业代理购电、自发自用等方式；梳理过去三个年度内获取绿证的类别与来源渠道。

三是确认以考核企业为主体注册绿证账户。以考核企业为主体，在国家绿证核发交易系统或任一绿证交易机构（通常为电力交易中心）平台完成账户注册，为后续绿证核销奠定基础。

四是梳理企业绿证采购的其他要求。识别并评估来自监管部门、主要下游客户、投资者及第三方评级机构等利益相关方对绿证的数量、时间期限、物理追溯精度及其他方面的具体要求。

五是预估考核年度需求并制定采购计划。结合考核年度的订单与生产计划，统筹各方要求，合理预测全年电力消费总量及绿证需求，据此制定相应的绿证采购策略。

多维度行动策略

从认知到财务的系统准备

为从容应对政策要求与市场挑战，企业可从认知升级、方案设计到财务准备等多个维度系统推进绿电消费行动，具体包括以下三个方面：

一是深化绿电消费认知，把握政策与市场的协同价值。企业应充分认识到绿电消费与自身可持续发展及区域绿色转型的协同关系。随着中国绿证全生命周期管理体系的完善，绿证已获得国际自愿性可持续承诺机制（如RE100）的认可。企业通过获取绿证，既可证明对可再生能源发展的贡献，还可在碳盘查和产品碳足迹核算中，以市场交易的低碳能源凭证参与量化。目前，国内绿证已实现全覆盖，并趋于供需平衡，企业在使用“基于市场的”碳核算方法时，可采用计入核电及可再生能源“机制电量”的电力排放因子作为网电因子，有效避免可再生能源低碳价值的重复计算。

在区域层面，企业主动承担绿电环境属性溢价，可支持本地新能源项目运营或跨区域绿证转移，与省级可再生能源消纳权重目标形成联动。政策初期，除数据中心外，其他行业指标均参考省级消纳权重设定，既可缓解企业经济压力，又能推动能源部门与企业协同提升区域绿电消费比例，助力能源结构低碳转型。

二是结合企业需求与资源条件，合理选择绿电消费方式。2025年，电力消纳责任权重文件提出“核算以绿证为主”。部分企业可能误解为，唯有通过市场采购绿证，方可满足政策要求。事实上，随着绿证核发范围基本实现全覆盖，企业通过厂内自发自用、绿电协议、绿电直连等途径同样可获取绿证，各路径在成本和应用场景上存在差异，企业需综合衡量利弊后进行决策。对于每年电能费用占总成本30%～40%的电解铝企业、电能费用占比达10%～30%的化工企业、水泥企业等，可优先考虑利用厂内空间自建新能源，或尝试通过风光配储构建绿电直连项目。对于电能费用占比较小的企业，由于当前绿证市场均价仅为电能价格的1%左右，企业可结合低碳发展阶段优先选择采购绿证或绿电（见表）。

位于水电资源富集省份的企业，往往需要承担更高的绿电消费比例，核心逻辑在于其所购网电中的可再生能源电力比例本就较高。根据已有政策，对于网电中的存量常规水电（2023年之前投产）电量部分，对应绿证将按规定随电量划转至省级账户，省级政府可再依据省内规则，将存量水电绿证划转给电力用户。目前，云南等省份已率先落地向全省电力市场化用户的存量水电绿证划转，企业可凭地域优势获得30%～40%的“免费”绿证，剩余缺口再通过市场化渠道进行补充。

三是全面评估应对绿电考核对企业经营成本产生的短中期影响，并判断是否可使用金融工具。面对年度绿电考核，企业顾虑还集中在未来成本的不确定性。受国际认可度增加、国内绿电消费考核出台、市场绿证供应量随136号文落地实施有所收窄等因素影响，2025年以来，绿证市场交易单价呈现升高趋势，绿证价格还未见顶。同时，由于绿证核发及交易体系于2024年完成优化，绿证市场供需还处于动态演变阶段，绿证价格的年度波动规律不明朗。一方面，企业在制定采购计划或未来多年期生产经营规划时，对于绿电考核的总成本影响程度不确定；另一方面，也可能对年度内何时购买绿证、如何匹配对手方存在疑虑。

对此，针对不同电力成本占比的企业，可采取差异化策略：对于电力成本占比较低的企业，可积极关注国家能源局每月公布的绿证月度均价，把握市场动态，积极了解绿证、绿电获取渠道，结合自身需求和特点尝试零售采购、批发采购或市场招标等多元化形式。对于高用电成本企业，可考虑与发电企业建立合作，推进绿电直连直购项目落地，真正实现可再生能源电力的就地就近利用；此外，可运用绿色融资工具，缓解初始投资压力。近1～2年内，考虑到企业对绿证价格波动具有一定敏感度，且避险需求逐渐显现，预计金融市场将逐渐创新针对绿证价格的远期合约、保险产品等，助力企业更加从容地应对绿电考核。

市场主体参与可再生能源电力消纳，是当前构建新型能源体系进程中的必然趋势。2022年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确提出各类相关主体应逐步进入市场，通过平等竞争和自主选择，推动电力资源在更大范围内优化配置。

当前，我国全社会用电需求持续增长，且电力消费结构正逐步向第三产业和居民用电倾斜，用电负荷呈现尖峰化与双峰化特征。与此同时，由于国内不同地区光伏发电的峰谷时段较为一致，加之风光互补等本地化供电模式尚未成熟，可再生能源电力供应仍存在显著波动性。

在此背景下，落实关键市场主体的可再生能源消纳责任，不仅有助于间接促进可再生能源项目并网和稳定收益，也为电力系统提升运行灵活性、支撑更高比例的可再生能源渗透率提供重要动力。因此，包括高载能企业在内的各类市场化用电主体，都应积极做好准备，逐步参与绿色电力消纳。