完善“电—碳—证”协同机制 激发绿色能源消费内生动力

促进绿色能源消费，是我国加快能源绿色低碳转型、构建新型能源体系的内在要求。随着电力体制改革持续深化，新能源已全面步入市场化交易新阶段，从可再生能源电力消纳责任权重制度的建立，到行业可再生能源消费最低比重目标的推进实施，以及协同推进的碳排放权交易与绿色电力证书交易市场，我国已初步搭建起促进绿色能源消费的制度框架。然而，电力市场、碳市场与绿证市场之间的价格传导机制尚不畅通，消纳责任落实到终端经营主体的力度不足，市场机制的整体效能有待进一步释放。完善“电—碳—证”市场协同机制，以深化改革激发经营主体的绿色能源消费内生动力，是我国“十五五”时期推动经济社会全面绿色低碳转型、如期实现碳达峰目标的重要着力点。

我国绿色能源消费现状与问题

我国绿色能源消费正经历从“政策扶持”向“市场驱动”的全面转型。伴随着可再生能源电力从全额保障性收购、平价上网走向全面入市，我国绿色能源的供给与消费规模实现了跨越式增长。截至2025年底，我国可再生能源装机总量达到23.4亿千瓦，约占总装机规模的60%；可再生能源发电量达到3.99万亿千瓦时，约占全部发电量的38%；全社会用电增量已全部由可再生能源新增发电量提供，绿色能源正逐步成为保障我国电力消费增长的绝对主力。

装机规模的跨越式扩张使得绿色能源的消纳与定价问题随之凸显。随着电力体制改革的持续推进，市场化交易逐步成为绿色能源消费的主要渠道。截至2025年底，我国市场化交易电量达6.6万亿千瓦时，较2015年提升约7倍，占全社会用电量比重由不足15%大幅上升至64%。其中，新能源市场化交易电量预计占到新能源总发电量的57%，电力市场对绿色能源的价格发现与配置效率显著提升。然而，当前市场化电价信号尚不足以覆盖化石能源的全部外部性成本，单纯依靠电力市场难以充分驱动绿色能源消费转型。

碳排放权交易市场正是对这一缺口的制度性补充。碳市场通过将碳排放成本内部化，并借助电力价格信号加以传导，形成了初步的“电—碳”联动机制，从而倒逼高耗能企业在成本压力下减少化石能源消费，主动转向绿色能源。全国碳排放权交易市场自2021年启动交易，已从发电行业扩展至钢铁、水泥、铝冶炼行业，覆盖3378家企业和80亿吨碳排放规模。但碳市场主要作用于生产侧的控排企业，对消费侧的绿色能源消费责任没有形成普遍的直接约束。

可再生能源电力消纳责任权重制度与绿色电力证书制度的协同实施，则是从消费侧进一步夯实了绿色能源消费基础。在消纳责任权重制度的刚性约束下，可再生能源电力消费责任被分解至各省级行政区，2024年全国可再生能源电力总量消纳责任权重实际完成35.2%，非水电消纳责任权重完成20.8%，有力保障了可再生能源电力的刚性消纳。作为连接供需双方的重要工具，绿证制度通过“证电分离”的设计，使得绿电的环境价值属性可以独立于物理电量单独流通，既是对消纳责任未达标主体进行市场化履责的有效手段，也服务于企业自愿绿色能源消费声明的需求。我国绿证制度自2017年开始试行至2023年实现全品类全覆盖，近两年市场规模呈现爆发式增长，2024年和2025年绿证核发量分别达到47.34亿个和29.47亿个，交易量从4.46亿个增至9.3亿个，有效促进了绿色电力环境价值的市场化实现。至此，电力市场、碳市场与绿证制度分别作用于价格发现与配置、外部性内部化和环境属性认定三个维度，初步形成了“电－碳－证”协同推进绿色能源消费的制度框架。

尽管“电—碳—证”三大市场已相继建立并持续发展完善，市场联动的政策框架也已初步形成，但三个市场间的价格信号传导和协同机制仍有待进一步完善，经营主体的绿色能源消费内生动力仍有较大释放空间。

第一，“电—碳”价格联动不足，绿电成本优势有待进一步显现。碳市场层面，现阶段全国碳市场配额分配以免费发放为主，整体配额较为宽松，企业购买碳配额的市场需求有限，碳价水平总体偏低，碳排放成本向终端用电价格的传导有限，尚未对终端用电形成有效的碳成本约束。电力市场层面，新能源全面入市后，其极低的边际成本优势应在电价信号中充分体现，引导用户向新能源大发时段转移负荷。但分时电价在许多省份仍以行政定价为主，峰谷价差设定与实际供需关系尚未充分联动，大发时段的低价信号向终端用户的传导有待加强。碳市场和电力市场的价格机制尚不完善，使得绿色电力的成本优势难以充分显现，也制约了市场协同机制的价格传导基础。

第二，绿色能源消纳责任落实有待深化，经营主体履责动力仍需进一步提升。我国消纳责任权重制度自2019年实施以来成效显著，但考核对象目前主要集中于省级层面，从省级目标向售电公司、大型工业用户等终端主体的责任分解落实仍需进一步推进。同时，现行考核以监测评价、约谈通报等行政手段为主，与经济利益直接挂钩的激励约束机制尚不健全，经营主体主动推进绿色能源消费转型的外部压力有限，也在一定程度上制约了绿证市场的合规交易需求。

第三，绿证供需结构有待优化，环境价值的市场化实现机制尚不健全。绿证的核心功能在于通过市场化价格信号引导绿色能源消纳责任的高效履行，并为绿色能源消费主体提供可核查的环境属性凭证。随着绿证核发的全品类覆盖，绿证供给能力大幅提升，但受制于强制消纳责任履约需求规模与自愿消费需求均相对有限，绿证市场呈现供大于求的局面，价格在低位运行，难以充分反映绿色能源的环境属性价值。现阶段绿证制度更多发挥的是行政核销工具的功能，其优化资源配置的市场化作用尚未充分显现。更重要的是，我国绿证与企业碳排放核算、产品碳足迹核算规则的衔接尚不明确，企业采购绿证的经济驱动力仍有待激活，绿色能源消费的内生需求仍需进一步培育。

国际绿色能源消费促进机制的经验与启示

国际经验表明，高效的绿色能源消费促进机制需要“电—碳—证”三个市场的协同配合：以完善的电力市场和碳排放权交易市场形成有效的价格信号，以配额制度确立绿色能源强制性消费责任，以绿证市场提供灵活的市场化履约工具，并通过绿证与碳核算体系的衔接激活企业主动的绿色能源消费需求。

首先，成熟的绿色能源消费促进机制离不开完善的市场化价格机制。北欧电力市场实施分区电价，当风电大发导致北部区域电价走低时，价差信号自然引导负荷北移或激励储能投资，以市场化手段实现广域范围内的绿电消纳优化。美国加利福尼亚州推行的分时电价制度，通过拉大峰谷价差引导居民用电行为向光伏大发时段转移，客观上提升了分布式可再生能源的就地消纳比例。在“电—碳”联动方面，欧盟碳市场经过多轮的配额收紧与有偿分配比例提升，实现了碳价向电力批发价格的有效传导，使化石能源的碳成本充分内部化于电价中，从而在市场竞争中持续凸显绿色能源的成本优势。电价与碳价的协同传导，是欧洲绿色能源消费快速增长的重要市场基础。对我国而言，深化电价市场化改革、提升碳配额有偿分配比例，是疏通价格传导堵点的优先方向。

其次，实施具有法律约束力的可再生能源配额制，是各国促进绿色能源消费的普遍做法。美国已有30余个州建立了可再生能源配额制，要求受监管的电力供应商在售电量中保证一定比例来自可再生能源，且目标逐年提高。2023年，欧盟修订的《可再生能源指令》设定了2030年可再生能源消费比重达到42.5%的具有约束力的目标，并针对工业、交通、建筑等终端用能部门设定子目标，将消纳责任分解至终端用能环节。澳大利亚则要求电力零售商按售电量比例提交可再生能源证书，并由独立监管机构实施年度审计，对违约主体处以累进罚款直至吊销营业资质。各国经验表明，配额制有效的关键在于将消纳责任精准压实到经营主体，并配套实质性的经济惩罚机制。相比之下，我国消纳责任权重制度目前存在的“省级达标、终端悬空”的现象，正反映了责任传导未压实、惩戒机制缺乏实质约束力的机制短板。

此外，健全的绿证制度是衔接电力市场、碳市场与消纳责任制度的纽带，能显著提升履约的经济效率。绿证制度的核心价值在于实现“证电分离”与独立流通，允许责任主体在自建项目、直接购电或购买绿证之间灵活选择最低成本的履约路径。在美国可再生能源配额目标严格的州，绿证价格维持在较高水平，有效传递了绿色能源的环境价值信号。而欧盟的担保来源证书则主要服务于企业自愿绿电声明和能源属性披露，并非各主体履行强制消纳责任的合规工具，导致价格长期低迷，难以充分发挥优化资源配置的作用。

在消纳责任约束的需求托底之上，绿证还通过与碳核算体系的有效衔接来激活企业的主动绿色能源消费需求。在温室气体核算体系（GHG Protocol）的市场法核算框架下，企业采购并注销符合资质的绿证，可用于抵扣范围二的间接碳排放，直接服务于产品碳足迹核算与国际供应链绿色合规要求。在国际绿电消费倡议（RE100）、科学碳目标倡议（SBTi）等国际自愿倡议的推动下，全球数百家企业承诺100%使用可再生能源，形成对绿证的系统性需求拉动，例如美国2023年大型企业自愿采购绿证已占交易量的48%。这一驱动力随着欧盟碳边境调节机制（CBAM）等绿色贸易壁垒的推进而持续增强。将绿证与碳排放核算体系进行有效衔接，是将企业被动合规转化为主动采购绿证内生动力的关键，也是我国当前绿证制度设计和碳排放核算体系中亟待完善的部分。

完善我国绿色能源消费促进机制的方向与思路

完善我国绿色能源消费促进机制的核心，在于破除电力市场、碳市场与绿证市场间的机制壁垒，充分发挥三个市场的资源优化配置作用和协同联动效应，打通三个市场的价格传导链条，将外部政策推力转化为经营主体的内生消费动力。

第一，深化电力市场改革，疏通绿色能源价格发现的基础通道。健全能够真实反映绿色能源时空价值的电价形成机制，是“电—碳—证”协同机制发挥作用的前提。应加快推动新能源全面参与现货市场竞争，扩大分时电价覆盖范围并强化峰谷价差与实际供需的联动，使新能源大发时段的低价信号能够真实传导至终端用户，自然引导工业负荷、新型储能与绿电充裕时段及区域进行空间与时间上的精准匹配。同时，进一步规范绿电中长期交易机制，理顺绿电溢价的形成路径，确保经营主体能够通过稳定、透明的市场渠道获取绿色电力，为电力市场的基础性配置功能奠定制度基础。

第二，加快完善碳市场建设，强化“电—碳”价格的协同传导。碳成本能否有效传导至终端用电决策，是检验“电—碳”联动机制是否真正发挥作用的核心标准。应结合市场发展阶段，稳步扩大碳市场行业覆盖范围，将更多高耗能行业纳入管控，逐步提高碳配额有偿分配比例，通过适度收紧配额供给推动碳价回归合理水平，增强企业对碳排放成本的长期稳定预期。在传导机制上，需理顺碳成本向电力批发价格、再向终端电价的传导路径，确保化石能源的碳成本能够在市场竞争中得到体现，持续凸显绿色能源的成本优势，从而倒逼高耗能企业在成本压力下主动压减化石能源依赖，转向绿色能源消费。

第三，完善消纳责任权重与绿证制度，构建强制约束与灵活履约相结合的消纳机制。消纳责任权重制度是绿色能源刚性消费需求的制度托底，绿证制度则为责任主体提供以最低经济成本履约的市场化工具，二者分别对应强制约束与灵活履约两个层次。当前的优先任务是破除“省级达标、终端悬空”的症结，将消纳责任传导落实到终端经营主体，并引入与经济利益直接挂钩的惩戒机制，确保违约成本实质性高于购买绿证的履约成本。在此基础上，应结合我国绿色能源发展进程，持续提高消纳责任权重目标，缩小地区差异，以更高的消纳责任目标拉动绿证市场的刚性需求规模，推动绿证价格真实反映绿色能源的环境属性价值，使“电—证”联动机制在更高水平上发挥资源配置功能。

第四，打通绿电绿证与碳排放核算体系的制度衔接，激活企业主动绿色消费的内生需求。绿电绿证与碳排放核算体系的衔接，是将企业被动合规转化为主动采购绿色电力内生动力的关键机制。2026年6月1日，国家发展改革委等多部门联合发布《非化石能源电力消费核算指南（试行）》，有条件认可了绿电绿证在非化石能源电力消费核算中的应用，间接奠定了绿证在电力间接碳排放核算及产品碳足迹核算中应用的制度基础。这一制度安排将进一步激活企业采购绿证的经济驱动力，推动绿证需求从行政履责向市场内生转变。在此基础上，还需持续推进绿证与碳核算体系的直接衔接规则制定，进一步明确绿证抵扣各层级碳排放的适用范围与核算路径。同时，还应积极推动我国绿证核发标准与GHG Protocol市场化核算框架的规则对接，提升我国绿证的国际认可度，帮助企业碳排放核算与产品碳足迹核算结果获得国际规则认可，有效应对绿色贸易壁垒的挑战。

北京师范大学经济与工商管理学院教授　林卫斌

本文第二作者系江汉大学商学院讲师谢丽娜

编辑：张军红