消纳责任权重升级 绿电市场机制如何完善？

同时，669号文强调，可再生能源电力消纳责任权重的完成情况核算，将以省级行政区域实际消纳的物理电量为主要依据，以通过省级绿证账户购买省外绿证为辅助方式。该文件的发布进一步推动了可再生能源消纳责任向用户侧传导，扩大了绿电消纳的覆盖范围，并强化了绿色电力市场交易在完成可再生能源消纳责任权重中的关键作用，为我国绿色电力市场的发展和电力行业的全面绿色转型提供了有力支撑。

明确重点用能行业

绿色电力消费比例要求的意义

一是推动电力用户切实承担可再生能源消纳责任，引导重点用能单位向可再生能源富集地区有序转移。在598号文基础上，新出台的669号文正式将电解铝行业纳入绿色电力消费比例的强制性考核范围，并对钢铁、水泥、多晶硅及国家枢纽节点新建数据中心等重点行业实施绿电消费比例监测（暂不考核）。这一举措显著扩大了用户侧可再生能源消纳管理范围，为后续全面实施重点行业绿电消费考核奠定了制度基础。设置“监测但不考核”的过渡期安排，体现了政策的阶段性和务实性，为企业适应调整预留时间，推动可再生能源消纳责任逐步、合理向用户侧传导。同时，通过建立绿电消费比例考核监测机制，政策正向引导电解铝、钢铁、数据中心等高载能产业向可再生能源丰富、资源环境承载力强的地区转移，促进能源消费与生产在空间上实现更高效的匹配。

二是引导电力用户积极参与绿色电力交易，加速推动能耗“双控”向碳排放“双控”转变。根据669号文要求，2025年各省在完成可再生能源消纳责任权重时，应以实际消纳的可再生能源物理电量为主要方式，并允许以跨省购买省级绿证作为补充。这一机制既引导用户购买绿电、推动绿电市场发展，也为各省完成消纳目标提供适度灵活性，增强政策可执行性。同时，以实际消纳物理电量为主的考核方式，为准确核算电力用户消费侧的碳排放强度与总量提供了清晰可靠的数据基础。依托可监测、可追溯的绿电消费数据，企业、行业和区域的碳排放计算更加精准，为从能耗“双控”转向碳排放强度与总量“双控”奠定了实施基础。

绿色电力市场面临的挑战

669号文强化重点用能单位绿色电力消费比例监测、考核范围，要求2025年各省可再生能源消纳责任必须当年完成，在绿色电力市场供应规模、绿色电力市场价格风险及绿色电力交易的长期稳定性等方面为各省绿色电力市场发展带来了挑战。

一是加剧市场供应与跨省跨区交易的紧张态势。一方面，669号文将电解铝、钢铁、水泥、多晶硅及国家枢纽节点新建数据中心等高载能行业纳入绿电消费比例考核范围，相关企业须按政策要求采购一定比例绿电，推动绿电从“可选项”转变为“必选项”，显著提振绿电市场需求。另一方面，各省2025年可再生能源电力消纳责任目标已明确，各地须以消纳责任电量为基准，统筹省内绿电采购与消纳，确保完成年度任务。在此约束下，各省可能优先保障本地消纳，减弱外送意愿，加剧跨省跨区交易中的“惜售”现象。虽然此举有利于激发省内可再生能源发展积极性，但也可能导致省间市场供需趋紧，尤其在经济发达、用能集中而绿电资源稀缺的区域，供应紧张形势将进一步凸显。

二是引发绿电与绿证市场价格波动风险。目前，我国绿电市场和绿证市场的价格形成机制尚不完善，绿电的电能量价格、环境价值与绿证价格之间尚未形成统一关联，绿证定价仍主要延续历史成交价格，缺乏科学的形成机制。部分省份绿电交易价格以燃煤火电中长期交易价格为基准，而新能源全量入市后，其市场化交易水平、规则等仍存在诸多不确定性。面对价格机制不明确和市场供应紧张的局面，重点用能行业为完成绿电消费目标，可能推高绿电和绿证市场价格，进而增加用能企业的生产成本。

三是增加对绿电长期合约的市场需求。从欧美成熟电力市场经验看，绿色电力长期购电协议（通常为5～10年）可为用户提供稳定的绿电供应和价格保障，既规避绿电来源与电价波动风险，也支撑可再生能源项目投资回收和开发建设。目前，我国绿电市场仍处于发展初期，长期合约实践较少，市场潜力尚未释放。然而，随着新能源全量入市、结算机制和机制电价不断完善，以及重点用能行业绿电消费考核范围扩大和机制转变，企业通过长期合约锁定绿电供应与成本的意愿将显著增强。

绿色电力市场发展建议

面向可再生能源消纳责任权重向电力用户侧传导的发展趋势，结合我国绿色电力市场建设、新能源全量入市推进以及“绿电直连”等新兴业态发展，为推动绿色电力市场机制进一步完善，提出以下三点建议：

第一，构建绿色电力长期交易合约机制。为适应可再生能源消纳责任权重向用户侧传导的趋势，响应国家不断扩大重点用能行业绿电消费比例考核范围、逐步转向精细化考核的要求，应围绕绿色电力市场与机制内绿证划转，构建并完善新能源全量入市背景下的绿色电力长期交易合约机制。推动电解铝、钢铁、多晶硅等重点用能行业与“沙戈荒”大型可再生能源基地、跨省跨区新能源电站等签订长期稳定的绿色电力采购协议。在新能源全面入市以及绿电环境价值独立核算机制逐步建立的背景下，通过签订长期合约，可帮助重点行业锁定可再生能源的电量供应来源与稳定价格水平；借助跨省跨区绿电交易，能够有效缓解“惜售”难题。通过市场化方式形成合理的绿电价格信号，可准确反映其供需关系与环境价值，进而推动绿电市场体系的完善与规模扩大，并为实现可再生能源消纳责任权重目标提供有力支撑。

第二，推动“绿电直连”模式与重点用能行业融合发展。聚焦电解铝、钢铁、水泥、多晶硅及国家枢纽节点新建数据中心等重点用能行业，规划布局“绿电直连”项目，提升可再生能源就地消纳水平，拓宽绿电供应渠道。建立健全“绿电直连”项目投资、建设与运营成本的科学监管机制，规范系统费用核定与绿电价格形成方式。推动“绿电直连”项目与绿色电力市场实现机制互联与资源互济，优化绿电消纳水平与市场运营效率，增强绿色电力稳定的供应能力。

第三，完善绿色电力市场监管机制，保障市场平稳运行。随着新能源全量入市和绿电需求不断增长，绿电价格形成的复杂性及波动风险显著上升。应加快构建多层次、全周期的交易价格监管机制，系统加强绿色电力市场供需形势与交易价格的实时监测和科学调控。制定明确的绿电价格波动监管预案，在出现非理性、持续性大涨大跌时，依法依规实施临时监管与调控措施，保障绿电供应量价稳定与市场秩序，促进绿色电力市场健康、稳定和可持续发展。