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一度电只认一次：《非化石能源电力消费核算指南》如何让绿证“入编”

中国能源产业发展网发布时间：

2026-09-29 08:55

【中国能源产业发展网】原创【作者】卓启焱

我国95%的非化石能源以电力形式消费，但长期以来，非化石能源电力消费的核算规则并不统一：核算对象覆盖面不足，不同政策机制之间的衔接也不够清晰。绿证和碳排放核算之间，更像两条平行线，企业买了绿证，却难以在碳排放核算中得到明确体现。2026年5月6日，这一局面被一份文件打破。

国家发展改革委、国家能源局、生态环境部、国家统计局、国家数据局联合印发《非化石能源电力消费核算指南（试行）》（发改能源〔2026〕622号），自印发之日起试行，用于2026年及以后年份的非化石能源电力消费核算。这是我国非化石能源电力消费核算的首个基础性制度，被业内称为全国统一的“度量衡”与“标尺”。其直接目的，是为《碳达峰碳中和综合评价考核办法》中“非化石能源消费占比”考核指标提供核算依据，推动碳排放双控制度落地。

《指南》最具突破性的设计，是构建了“物理认定＋交易认定＋分摊认定”三层体系，核心原则只有六个字——一度电只认一次。也就是说，在同一层级中，每一千瓦时非化石能源电力消费量只采用一种认定方式、只认定给一个主体，从源头避免重复计入。这一原则看似朴素，却是此前核算规则混乱的根源所在。

物理认定的优先级最高，涵盖非化石能源电力自发自用电量、绿电直连等新业态新模式的自用电量，以及非化石能源发电项目的生产耗用电量（认定为发电企业消费量）。对应到碳排放核算，这部分电量可按零计算。随着绿电直连、源网荷储一体化等模式加快落地，物理认定的适用场景正在扩大。

交易认定则分为两类：一是电能量交易，包括非化石能源常规电能量交易、绿电交易等；二是绿证交易，包括绿证划转等。规则对不同能源品种作了区分：可再生能源电力方面，省级以电能量交易、绿证交易认定，地市和用户以绿证交易、绿电交易认定；核电电力方面，各级均以电能量交易认定——核电不纳入绿证体系，走的是另一条通道。这种“分道而行”的安排，既照顾了核电的现实属性，也为可再生能源绿证留出了独立的制度空间。

绿证的核算是《指南》的关键落点。文件明确，以绿证作为依据的，应为绿证核销量，而非持有量；绿证对应的电量按生产时间计入相应核算年度；鼓励“随用随购、随购随销”。这一规则把绿证从可囤积的“凭证”还原为与电量绑定的核算工具，也对企业绿证采购的时点管理提出了更精细的要求。

第三层是分摊认定，作为兜底机制，针对未参与物理认定和交易认定的非化石能源电量，确保核算完整性。省间分摊，对受入送出电量扣除已明确“一对一”购售电关系和类型的电量后，按电力结构、交易关系等统筹分摊；省内分摊，则对省级层面经物理和交易认定到地市、用户后的剩余电量，按统一的省内分摊系数分摊。用户省内分摊量，等于下网电量减去电能量交易认定量、绿证交易认定量后乘以省内分摊系数。

为防止环境权益被重复计算和超额认定，《指南》还首次设置了交易认定上限制度：省级不超过全部受入（送出）电量扣除跨省跨区输电通道配套化石能源发电项目交易电量后的规模；地市不超过本地市所有电力用户总下网电量；电力用户不超过其下网电量。绿证交易还设有专项上限，确保地市、用户绿证认定量之和不会超过以电能量交易为基础统计的省级非化石能源电力消费量，从机制上保障核算的可追溯性与准确性。

这套制度最受关注的创新，是绿证正式“入编”碳排放核算。此前绿证更多被视为绿电消费的补充凭证，如今在地市和用户层面，它以绿证、绿电交易为基础认定非化石能源电力消费量，直接支撑电力消费间接碳排放核算，绿色电力对应碳排放按零计。这为绿证在电力间接碳排放核算及产品碳足迹核算中的应用奠定了基础，也扩大了绿电绿证的应用场景。对新能源电站而言，这意味着“一电两赚”——卖电收益之外，绿证收益有了更扎实的制度出口。

政策并非孤军推进。2024年8月，国家能源局综合司、生态环境部办公厅印发《关于做好可再生能源绿色电力证书与自愿减排市场衔接工作的通知》（国能综通新能〔2024〕124号），厘清绿证市场与CCER市场界线；2025年，国家绿证核发交易系统打通了与CCER注册登记系统的信息共享通道，从操作层面支撑两个市场衔接。此次《指南》则把衔接进一步推进到碳排放核算环节。

市场端的热度也在印证这一方向。据国家能源局新闻发布会信息，2026年一季度全国核发绿证6.98亿个，其中可交易绿证5.04亿个，占比72.22%；全国交易绿证2.4亿个，同比增长21.19%；绿证交易均价为5.13元/个，同比增长2.17倍，其中2024、2025、2026年电量绿证均价分别为1.51元/个、5.71元/个、7.76元/个，价格按电量生产年份梯度递增的趋势明显。国家能源局新能源司副司长潘慧敏在发布会上表示，当前绿证制度已迈入新的发展阶段，但绿证与碳排放核算衔接路径还不够清晰，企业对绿证的需求空间缺乏明确预期。《指南》的出台，正是对这一“不够清晰”的直接回应。

当绿证真正成为可核算、可追溯、可衔接碳排放的“基本核算工具”，绿色电力的环境价值就有了从“倡导”走向“可量化、可认证、可交易”的通道。核算规则的统一，看似是技术性工作，实则是绿色价值能否顺利变现的基础设施。

机制衔接的前提，是绿证市场本身足够活跃。国家能源局2026年4月27日季度例行新闻发布会上，新能源司副司长潘慧敏介绍，今年一季度全国核发绿证6.98亿个，其中可交易绿证5.04亿个，占比72.22%；全国交易绿证2.4亿个，同比增长21.19%，其中单独交易绿证1.44亿个，绿色电力交易绿证9635万个，制造业、数据中心等仍是绿证消费主力。价格信号更为醒目：一季度绿证交易均价为5.13元/个，同比增长2.17倍，其中2024、2025、2026年电量绿证均价分别为1.51元/个、5.71元/个、7.76元/个，按电量生产年份梯度递增的趋势明显。

与核算指南同步推进的，还有制度层面的整体设计。《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》明确提出，建立可再生能源消费最低比重目标制度，完善可再生能源电力消纳责任权重制度，持续扩大绿证市场并发布绿证价格指数，推动核电纳入绿电绿证体系，建立绿证和绿电消费标准体系并推动国际对接，同时将绿证纳入碳排放核算体系。潘慧敏也坦言，当前绿证消费相对动能仍不足，可再生能源的绿色环境价值尚未充分体现，绿证与碳排放核算衔接路径还不够清晰，企业对绿证的需求空间缺乏明确预期，国际认可度也有待提升。补齐这些环节，正是核算指南这类细则要解决的问题。

（本文数据来源：国家发展改革委等部门《非化石能源电力消费核算指南（试行）》（发改能源〔2026〕622号）及公开解读、国家能源局新闻发布会公开信息、《关于做好可再生能源绿色电力证书与自愿减排市场衔接工作的通知》（国能综通新能〔2024〕124号）

【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

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中国能源产业发展网原创

作者：

卓启焱