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把电力与非电“双比重”纳入年度考核，可再生能源的机会更多，挑战也更多。 10月13日，国家发展改革委向社会公开征求《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法（征求意见稿）》的意见，提出将可再生能源消费最低比重和省级电力消纳责任权重制度化、年度化管理，并把非电能（供热、制氢/制氨/制醇、生物燃料等）纳入同一考核体系。 这一征求意见稿不仅把“装机—发电”阶段的任务延伸到用能端，也把市场化工具（绿证、绿电直连、跨省交易）明确为合规路径，显示出中央将推动可再生能源从规模扩张向高质量消纳转型的政策导向。 制度梳理与市场导向 征求意见稿把可再生能源消费最低比重分为“电力消费最低比重”和“非电消费最低比重”两类，并将省级电力消纳责任权重继续细分为“总量消纳权重”和“非水电消纳权重”。国家层面按年测算并下达权重，省级能源主管部门会同行业主管部门组织落实并可将权重分解到地市；对完成情况有季度监测与年度评估并公开的监管节奏。 为保证考核可核算，征求意见稿附带技术性较强的核算方法，明确并网计量、点对网、网对网、混合打捆等复杂情形下的电量归属与折算口径，并对当年新增装机按平均利用小时或半载折算法折算发电量，力图消除历史上因口径不同导致的统计与考核偏差。 在实现路径上，征求意见稿把自发自用、绿电直连与绿证/绿电交易并列为可选方式，并明确未完成指标的省级或重点用能企业，可在指标公布后三个月内通过绿证等市场化方式补足；逾期不补的将面临约谈、通报、纳入失信记录等监管措施，必要时将指标转移至下一年度（五年规划期最后一年权重不可转移）。这种“市场化补缺+严格问责”的组合一方面承认市场工具在短期内的调节作用，另一方面通过时间压力与问责推动优先采用物理消纳或直连等更具实质性的消纳途径。 重点用能行业单独考核是这次制度最具影响力的变量之一。征求意见稿提出由国务院能源主管部门会同有关部门确定重点用能行业并对其提出电力与非电的最低比重目标，由省级能源主管部门会同行业管理部门组织落实并考核。 这意味着，以电解铝、钢铁、水泥、多晶硅、数据中心等为代表的高耗能行业，其绿色电力与绿色原料的年度合规需求将从“企业自愿”上升为“年度考核”的刚性任务，从而产生持续且规模化的绿电需求。 就核算凭证而言，征求意见稿明确可再生能源电力消费最低比重目标完成情况以可再生能源绿色电力证书（绿证）作为基本凭证进行核算，这把绿证真正放在合规核算链条的核心位置。 不过，短期来看，这并不一定会直接刺激市场繁荣。虽然绿证需求端可能因重点行业考核而显著扩大，但国内可再生能源发电量在近几年增速显著，绿证核发量也呈快速增长态势（国家能源局统计显示2025年上半年核发量大幅上升），供给端仍具有一定缓冲能力，这使得绿证价格的快速飙升存在天然制约。 与此同时，电网承载能力、跨省输电通道与储能部署的节奏，将决定有多少新增装机能通过物理路径被消纳，从而影响市场化补缺的规模与对绿证的依赖程度。最终，物理消纳能力、绿证市场流动性与价格形成机制以及地方财政与调度能力三者的交互影响，将决定实际实施效果。 此外，征求意见稿在监管信息链条上提出了更严格的信息披露与统计报送要求，要求北京、广州、内蒙古等电力交易中心按职责定期向国务院能源主管部门报送跨省跨区电力交易及绿证绿电交易等数据，各省级交易中心定期向所在地能源主管部门和国家能源局派出机构报送省内相关交易信息，并要求电力交易机构及时向承担消纳责任的主体披露可再生能源电力交易与绿证交易信息。这一透明化与统计闭环，有利于防止“同一电量被重复售卖”等乱象，提升市场信任，但也对交易平台、数据治理与第三方审计的能力提出了更高要求。 非电消费与未来路径 征求意见稿首次把非电消费系统性纳入最低比重考核，明确可再生能源供热（制冷）、可再生能源制氢/制氨/制醇以及生物质能非电利用等都可以纳入核算口径，并给出以热量为主的核算方法与制氢等按发电煤耗法计量的规则。这一举措把政策触角由电力端延伸到热力与工业原材料端，为“多能转换”与终端替代提供了制度支撑，旨在为在地消纳受限的装机扩张提供更多出路。 就短期现实而言，直接以光伏供热或生物质替代承担大规模消纳的可能性受资源与经济性双重限制，难以在短期内成为主力。相比之下，绿氢—制氨—制醇等多能转换路径在潜在规模上更具想象空间，但当前制氢、储运与下游深加工的成本与产业链成熟度仍是限制性因素。征求意见稿通过把此类多能转换写入考核，实际上是在为未来规模化应用“预留”政策空间，并通过示范与试点推动成本下降与链条完善。 非电消费的制度化考核当然有利于可再生能源的多元化消纳，但最终结果依然依赖于电网建设和储能；绿证市场的流通性；多能互补替代的成本下降。 若征求意见稿最终形成正式规则并配套细则，将对企业、市场与地方治理产生多层面影响：企业方面，绿色电力采购将从“可选”转为“合规”需求，长期购电合同（PPA）、直连协议与绿证组合策略将成为企业能源管理的标配；市场方面，绿证将从核算凭证扩展为供需调节的价格信号，长期合约与市场稳定机制（例如长期缓冲池或合约激励）可能成为必要设计；地方层面，差异化的输电能力与财政承受力要求中央与地方在资金、补贴与优先通道方面进行更细致的统筹。 长远来看，政策配套应包含明确的跨省结算规则、绿证市场稳定安排（鼓励长期合约、建立过渡性缓冲机制等）以及对资源禀赋较弱地区的差异化支持措施，避免制度“落空”或形成新的套利路径。 此次征求意见稿既是对可再生能源消纳制度框架的延伸，也是把可再生能源治理从“装机与发电”阶段推进到“终端消纳与结构优化”的关键举措。重点用能单位的单独考核与非电消费的制度性纳入，代表政策层面对“多能转换与需求侧替代”这一长期方向的正式承认。 |
