中国储能网讯：绿色电力同时具备必须瞬时平衡的物理属性与可剥离交易的权益属性，这一本质特征决定了其两条主要的消纳路径：一是物理路径，即通过绿电直连建立发电与用电两侧的强关联，实现真实可追溯的绿电消纳，但该路径成本高、风险大；二是权益路径，通过绿电和绿证交易将环境价值商品化，方式灵活便捷，但长期面临“漂绿”质疑。随着欧盟碳边境调节机制（CBAM）等国际规则愈发强调碳排放的物理可验证性，我们有必要厘清上述两条路径的根本差异及其对相关产业的深远影响，并重新审视我国绿色电力消纳体系与碳核算机制的设计，以推动能源转型平稳、可持续推进。
真正的绿色电力昂贵在哪里？
绿电直连政策是新能源消纳模式的一项重要制度创新。自政策发布以来，该类项目的经济性一直备受关注。王绍敏博士在《绿电直连应交哪些费用》一文中指出，绿电直连项目应公平承担社会责任和系统责任。短期内虽可能享受一定政策优惠，但从长期看，其经济性仍需回归公平合理、权责对等的定价原则。用户可通过调整用能可靠性需求、缩减接网容量等方式，降低对大电网的依赖，从而减少输配电费和系统运行费，提升项目的经济性。
同时需注意，短期政策红利逐渐退坡后，项目可能面临双边商业风险。发电企业担忧用电方的履约能力和信用风险，而用电企业则需承担发电出力不及预期或技术迭代带来的风险。由于发用电双方高度绑定，若用户因经营、政策或市场变动退出项目，富余的新能源电力将被迫上网。在没有机制电价保护的情况下，这部分电量需直接面对市场波动，存在较大市场风险。值得注意的是，绿电直连项目因专用线路建设、融资及管理成本高于常规上网项目，其成本回收难度更大。
正因如此，在满足一定可靠性要求的前提下，绿电直连项目必然面临较高的费用与风险，这也导致其绿色电力在物理可追溯的同时价格较为昂贵。因此，市场更倾向于一种更为简便的替代方案，即无需建设物理线路的绿电或绿证交易。该类权益交易模式将绿电的物理属性与环境属性分离，虽显著降低了交易门槛，但也可能引发“漂绿”质疑。
关于“漂绿”，我们究竟在争论什么？
绿色电力作为一种特殊商品，具有双重属性：一是物理属性，二是权益属性。
物理属性体现在三个方面：首先，电能必须在每一瞬间保持发电与用电的平衡；其次，电力具有物理同质性，一旦汇入电网便无法区分其来源；最后，电力具有显著的时空约束，其生产与消费需在特定时间和地理范围内完成，除非通过储能或远距离输电技术实现时空转移。
权益属性则指绿色电力所承载的环境价值。该属性可通过绿证被人为、合法地从物理电力中剥离，从而成为一种独立的金融工具，能够自由存储和交易，实现与物理时空的分离。
基于这两种属性，绿色电力的追溯方式也分为两种：
一是物理追溯，以绿电直连和碳排放因子为核心工具。该方法从物理层面验证企业用电与绿色发电之间在时间、空间和因果关系上的直接联系，并准确核算实际用电的碳排放。
二是经济追溯，以绿电合同（国际上常用电力购买协议PPA）和绿证为核心工具。该方式追踪资金流向和环境权益的合法所有权，体现企业对可再生能源发展的财务贡献和系统性支持。然而，它并不能证明企业的实际用电来自绿色电力，因此在核算真实性方面存在一定局限。
关于绿电和绿证被指控“漂绿”的问题，本质上是批评企业利用其权益属性的灵活性来规避物理属性的现实约束。具体体现在以下三个层面：
一是“额外性”缺失。当前，绿电和绿证的购买行为往往未能推动新增绿色电力装机，而主要是为存量资产带来额外收益。低价绿电和绿证也难以激励用电企业开展实质性减排。只有当绿电或绿证价格足够高时，才可能引导资金投入新建项目或激励企业减排，从而在经济层面模拟出“额外性”效果。
二是“双重计算”问题。新能源项目所发绿电并入电网后，实际上被所有用户共享，降低了整体电网的碳排放因子。然而，绿电和绿证购买方同时宣称自身使用了绿色电力并实现零碳排放。这导致同一份环境效益在宏观系统层面和微观企业层面被重复计算。
三是“道德风险”加剧。从物理本质上讲，电力的流动并不因任何财务协议（如国外的PPA或国内绿电合同）而改变。一旦电力注入电网，其来源便无法区分。因此，所有用户实际上都在为绿电消纳和系统平衡作出贡献。但通过购买绿电或绿证，部分企业仅凭财务手段就实现了自身形象美化、获得无形资产，却未付出实际消纳绿电或减排的努力。
尤其在高比例新能源并网的电力系统中，“道德风险”问题日益突出。系统为平衡新能源波动性需承担巨额平衡成本。根据欧洲输电系统运营商ENTSO-E发布的《2025年电力平衡成本报告》，近年来，欧洲用于建立、修订和运营电网平衡平台（包括替代储备交换、手动与自动频率恢复储备及不平衡净额结算等系统）的成本大幅上升，从2020年约592万欧元增至2024年超1300万欧元，预计2025年将创新高（见表）。
基于上述原因，欧洲建立起一套对“绿色”声明要求严格的法规与政策体系，明确要求企业的环境声明尤其是涉及产品碳足迹的内容，必须具有物理可验证性。以碳边境调节机制（CBAM）为例，它要求出口商为其输欧产品中所隐含的排放付费，并规定企业在计算电力间接排放时，如欲采用比“国家电网平均排放因子”更低的“特定排放因子”，则必须满足一系列严格标准。
在这一框架下，不同形式的绿色电力在认可度上存在明显层级：
首先，绿电直连享有最高认可度。因其建立了清晰直接的物理连接，能够证明所用电力来自特定绿色能源，完全避免了公共电网中多种电源混合带来的溯源复杂性与不确定性。
其次，符合严格要求的高质量电力购买协议（PPA）也可被认可。PPA（类似于国内绿电合同）本质上是一种经济协议，而非物理连接，但在满足以下严格条件时，可在效果上最大限度“模拟”物理直连：发电装置直接接入当地电网或输电网络无阻塞；发电碳排放强度不超过550克二氧化碳/千瓦时；电网运营商确认已分配输电容量；发电与用电在同一小时内实现匹配。简言之，持有PPA的企业若想申报更低的“实际排放因子”，必须同时证明电力通过PPA真实购买、电网具备实际传输条件（无阻塞且跨境容量获确认）、电源足够清洁（≤550克二氧化碳/千瓦时）、发用电实时同步，并经过第三方机构独立核查。
最后，普通的绿电合同和绿证，由于缺乏上述时空匹配和物理关联特性，不被CBAM认可用于碳足迹核算。
通过建立这一认可层级，欧洲政策旨在推动发电与用电之间建立尽可能强的物理相关性，引导电力需求侧主动适应新能源发电特性——例如投资储能、参与需求侧响应、实现削峰填谷，从而切实支持高比例可再生能源的消纳。
如何完善政策设计，推动公平消纳绿色电力？
当市场自发力量难以推动高质量、真实可信的绿色转型时，必须通过强有力的产业政策与制度设计进行干预，重点完善绿色电力价值认定与碳核算体系，建立更加公平、透明的绿色消纳机制。
当前的可再生能源消纳责任权重制度在执行过程中，对不同形式的绿电消费未作区分，客观上导致企业倾向于选择成本最低、但环境额外性最弱、物理真实性欠缺的绿电或绿证购买方式。为扭转这一局面，建议在政策设计上向绿电直连倾斜，针对绿电直连、绿电交易和绿证购买等不同消纳方式建立差异化的权重认定体系，以体现其不同的环境价值和物理属性。
在碳核算方面，应明确持有绿电或绿证合同并不等同于实现碳减排，必须坚持“绿的归绿、碳的归碳”原则，确立以物理现实为基础的碳核算底线。绿电和绿证应被明确定义为对企业支持可再生能源发展的“贡献声明”，代表其财务支持行为。而在碳排放核算中，除非企业通过绿电直连等方式切实证明运营的物理脱碳，否则所有外购电力均应按区域电网平均碳排放因子进行核算，如实反映用电的碳足迹。
针对绿电直连所面临的双边风险，应建立更完善的风险识别与管理机制。可借鉴欧洲成熟的电力购买协议（PPA）经验，具体包括：一是细化双边合同条款。PPA合同作为核心风险管理工具，通常通过详尽条款来界定和分配价格、电量、信用等各类风险。二是运用金融与保险工具。例如，利用期货、期权对冲价格波动风险，通过保险转移难以通过合同明确分配的风险。三是培育专业第三方中介与聚合商。通过聚合不同地区、不同技术的发电项目，形成更稳定、可预测的绿色电力组合，降低整体风险。同时，推广标准化、短期限、灵活化的绿色电力产品，有助于降低中小企业参与门槛。
综上所述，为破解当前绿电消纳中存在的“漂绿”困境，制度设计的核心应从单纯承认经济贡献转向真正尊重物理现实。这需要对现行体系实施双重改革：在消纳责任端，建立差异化权重体系，提高绿电直连等物理追溯模式的价值权重，引导企业从财务购买转向实际绿色消纳；在碳核算端，明确绿电、绿证的贡献声明属性，要构建以区域电网平均排放因子为核心的碳核算机制。最终，政策应引导负荷侧通过技术与模式创新，主动适应新能源波动性，积极参与系统调节与削峰填谷，使企业从优化财务报表转向为新型电力系统构建提供实质性支撑，为实现“双碳”目标提供可持续的制度保障。
