能耗双控向碳排放双控转变是我国实现“双碳”目标、推动经济社会高质量发展的必然选择。党的二十大报告提出，要完善能源消耗总量和强度调控，重点控制化石能源消费，逐步转向碳排放总量和强度双控制度；党的二十届四中全会提出全面实施碳排放总量和强度双控制度。“十五五”时期是全面实施碳排放双控制度的第一个五年规划期，电力行业作为我国目前最大单一碳排放行业，自身既是碳减排主战场，也是促进经济社会全面绿色转型的主力军，面临统筹发展、安全保供与绿色低碳的系统性挑战。

碳排放双控制度对电力行业提出了更高的要求

电力行业既要承载地方碳减排考核指标，也要助力国家与区域协同降碳

2024年，国务院办公厅印发《加快构建碳排放双控制度体系工作方案》（国办发〔2024〕39号，以下简称《工作方案》），提出建立地方碳排放目标评价考核制度，合理分解碳排放双控指标，推动省市两级建立碳排放预算管理制度。一方面，煤电作为电力行业中的重点排放来源，减少煤电碳排放已成为地方降碳工作的重要抓手；另一方面，碳考核的实施大幅提升了全国和地方的绿电需求，电力系统提升跨省跨区输电能力、促进绿电在全国优化配置的重要性也因此更加凸显。

电力行业既要加快自身绿色转型步伐，又要促进重点行业节能降碳进程

《工作方案》提出探索重点行业领域碳排放预警管控机制，要求完善电力、钢铁、有色、建材、石化、化工等工业行业和城乡建设、交通运输等重点行业领域碳排放核算机制，开展重点行业碳排放核算，并对重点行业常态化开展碳排放形势分析监测预警。一方面，要求煤电行业加快依法依规淘汰关停不符合环保、能耗等要求的煤电机组，积极推动节能降碳；另一方面，提升电气化水平和绿电替代是钢铁、化工等重点行业降碳的最重要路径，要求电力系统加快构建绿色低碳电力供给格局。

电力企业既要深入践行绿色发展理念，又要鼓励培育行业新模式新业态

《工作方案》提出完善企业节能降碳管理制度，健全重点用能和碳排放单位管理制度，制修订重点行业企业碳排放核算规则标准，制定出台重点用能和碳排放单位节能降碳管理办法；同时，发挥市场机制调控作用，完善全国碳排放权交易市场调控机制，逐步扩大行业覆盖范围，探索配额有偿分配机制，并加快健全完善绿证交易市场，促进绿色电力消费。一方面，电力企业“十五五”期间不仅要完成节能任务，还要进一步将碳排放纳入投资、运行、报价和资产处置管理体系；另一方面，社会和企业通过数字化手段提升能碳管理水平的需求日益迫切，电力企业商业模式将从单一售电向“电-碳-绿证-辅助服务”多元收益结构转型，这就要求企业积极参与绿电直连、零碳园区、虚拟电厂等商业模式创新。

电力行业既有自身清洁低碳发展的义务，又有助推“两高”项目节能降碳的责任

《工作方案》提出开展固定资产投资项目碳排放评价：完善固定资产投资项目节能审查制度，将碳排放评价有关要求纳入节能审查，强化减污降碳协同控制；完善建设项目环境影响评价制度，将温室气体排放管控纳入环境影响评价，健全环境影响评价技术体系。一方面，新建火电项目面临更严格的准入要求，在高参数、超低排放基础上进一步重视灵活调节能力等支撑能力；另一方面，新上“两高”项目面临严格的碳约束，需依托电力行业提供高比例绿电资源配置，以降低碳排放。

电力行业既要建立电力排放因子的管理体系，又要支撑我国产品碳足迹等绿色标准体系建设

《工作方案》提出加快建立产品碳足迹管理体系：制定发布产品碳足迹量化要求通则等国家标准，按照急用先行原则，聚焦重点产品制定发布碳足迹核算行业标准或团体标准；加强碳足迹背景数据库建设，加快建设全国温室气体排放因子数据库；建立产品碳标识认证制度，制定产品碳标识认证管理办法。一方面，电力碳足迹核算基础亟须完善，全国平均、区域电网、省级因子需进一步细化；另一方面，外向型经济对电力行业的需求正从“电量供应”转向“标准化绿色要素供应”，电力行业要为建立科学权威、国际认可的碳足迹核算体系提供扎实的数据支撑。

“十五五”时期电力行业面临的困难挑战

绿电资源大规模跨区优化配置能力进一步提升的难度增加

“十五五”时期，我国能源供需仍将维持能源资源与负荷中心逆向分布的基本格局。依托跨省跨区输电通道实现绿电在全国优化配置的需求将大幅提升，但传统“西电东送”模式难以适应更大规模、更高比例绿电输送的要求。

一方面，跨省跨区输电通道绿电输送提升空间有限。项目层面，受通道资源紧张及生态、国土等红线约束增多等多重因素影响，新增特高压输电项目规划数量有限；技术层面，当前“西电东送”特高压项目以常规直流为主，难以适应更高比例新能源外送，已投运的柔性直流项目占比较小，且建设成本高于传统直流。目前，西北地区特高压直流工程多采用风光与火电打捆方式外送，外送电量中火电占比仍然较高。

另一方面，传统“西电东送”大省（区）外送绿电意愿持续降低。随着产业备份、新能源与产业集成融合发展等战略深入实施，以电解铝、晶硅等为代表的高耗能产业持续向西部转移，带动西部地区能源、电力消费近年来快速增长。西部绿电资源富集省（区）从保障地区能源供应安全及产业发展的角度出发，更倾向于将绿电就近消纳，外送绿电意愿下降。

绿电总量和占比持续提高，面临以新能源消纳为核心的多重瓶颈

近年来，我国新能源发电领域实现跨越式发展。截至2026年7月，我国风光装机合计达19.8亿千瓦，占比达48.3%；其中，光伏发电装机规模达12.86亿千瓦，首次超过煤电，成为第一大电源品类。但装机高速扩张的背后，以更高比例消纳为核心的系统性问题集中暴露。

一方面，电力系统灵活性资源存在总量与结构双重缺口。从总量上看，风光装机快速上量，但抽水蓄能、新型储能、气电、灵活性煤电投产进度相对滞后，系统调峰深度和爬坡能力不足，新能源大发时段电力平衡愈发困难；从结构上看，我国电力系统灵活调节能力目前仍以煤电为主，储能占比较低。

另一方面，辅助服务、容量补偿等调节资源的投资回报机制尚不完善。煤电容量电价机制虽已建立，但补偿标准与保供调节成本之间仍有差距；辅助服务市场的品种和规模在部分地区仍然有限。

电力企业面临新旧动能双重叠加的增长压力

“十四五”时期，我国电力企业在保障电力安全供应、推动绿色转型方面取得显著成效，实现历史性跨越。但进入“十五五”碳排放双控时代，电力企业正面临传统业务收缩与新兴业务盈利承压的双重挤压。

一方面，煤电资产收益下降，存在高碳资产搁浅风险。随着煤电从主体电源转向调节性电源，利用小时数降至2025年的4300小时左右，电量收益持续收缩；部分地区煤电利用小时数快速下降，现有容量电价水平的保障力度出现不足。我国电力企业规模庞大的煤电资产搁浅风险不容忽视。

另一方面，新能源项目收益不确定性增大。新能源全面入市后，项目收益模式从“固定收益”转向“市场竞价”，经营风险增加；而储能配套、土地租金、电网接入等成本刚性上升，进一步压缩了盈利空间。

“两高”项目绿电替代在充足、稳定与经济三方面平衡难度增大

我国高耗能行业整体技术水平先进、能效水平高，但受能源结构影响，碳排放强度整体较高，绿电替代是其降碳的关键路径。我国已陆续出台电解铝、钢铁、水泥、多晶硅、数据中心等重点行业的绿电消费监测或考核要求，但“两高”项目大规模应用绿电仍面临多方面的平衡难题。

一方面，高耗能行业电能需求大、连续生产要求高，与新能源波动性存在错配。钢铁、电解铝、化工等行业多为连续生产流程，对电力供应的稳定性和可靠性要求极高，负荷曲线平稳且不可中断；而风电、光伏出力具有显著的间歇性和波动性，若无大规模储能和调节电源配套，高比例绿电直供将直接威胁生产安全。

另一方面，就近利用企业园区周边绿电存在环境、土地等多重约束，东部地区尤为突出。绿电直连是提升“两高”项目就近利用新能源的有效手段，但东部负荷中心土地资源紧张、生态保护红线密集，集中式新能源项目落地困难，分布式新能源又难以满足大型工业项目的电量需求。

国际绿色贸易政策考验着我国绿电供给、核算及认证体系

电力行业是产品碳足迹管理体系建设的“数据底座”，但当前电力行业在因子精细化、国际互认、溯源能力等方面仍存在明显短板。

一方面，电源结构决定电网平均碳排放因子偏高。我国煤电发电量占比呈持续下降趋势，2025年，降至51.1%，但占比仍然过半。2024年，全国电力平均碳足迹因子为0.5777千克二氧化碳当量/千瓦时，与同期发达经济体相比仍然偏高。目前，官方公布了全国和分地区的电力排放因子，在颗粒度方面仍有细化到省、市级排放因子的提升空间。

另一方面，国际上日益增多的绿色贸易政策和跨国公司供应链降碳规章对绿色电力消费的认证要求日益提高。欧盟碳边境调节机制中认可的绿电交易需满足小时级匹配要求，欧盟《电池法案》征求意见稿中只认可全国电力排放因子和绿电直连两种模式。近年来，我国绿电交易市场机制逐渐完善，交易量持续提升，但在小时级绿电交易等方面与国际贸易政策要求相比仍有一定差距。

政策建议：统筹“西电东送”与“西电西用”，在全国范围优化配置绿电资源

一是提升绿电跨省跨区输送能力。加快推进特高压输电项目建设，稳步提升存量通道的绿电输送比例和能力，加强柔性直流项目的应用推广。

二是建立送受端利益协调机制。完善送受端省份关于通道及配套电源投资费用分担与绿电占比的沟通协商机制，在兼顾公平与效益的前提下，明确绿电占比及价格、线损、碳排放分担方式等问题。

三是统筹产业布局与绿电配置。引导电解铝、多晶硅、数据中心等产能向清洁能源资源富集区布局，强化产业转移项目的绿色能源及电力保障，避免中东部地区碳排放向西部无序转移。

构建新型电力系统灵活性资源体系，突破新能源消纳瓶颈

一是多元化布局灵活性资源。结合地区新能源消纳水平，加快推进抽水蓄能、新型储能规划建设进度，以及灵活性煤电建设与改造进程；鼓励地方布局压缩空气储能、液流电池、重力储能等先进储能示范项目。

二是完善调节资源投资回报机制。健全辅助服务市场品种体系，扩大市场覆盖范围，推动爬坡、转动惯量等新型辅助服务产品全面落地；合理调整煤电容量电价补偿标准，保障调节资源可持续运营。

三是深化源网荷储协同。推广源网荷储一体化、多能互补项目建设模式，完善需求响应机制，引导用户侧灵活资源参与系统调节，形成适应新能源高比例消纳的多层级、多主体电力平衡保障格局。

完善电力企业转型发展的政策支持体系，化解新旧动能转换压力

一是发挥金融工具作用，支持煤电转型稳妥推进。研究出台煤电转型金融标准体系，加大转型金融支持力度，统筹转型金融、绿色金融、碳市场等机制设计，形成促进煤电绿色低碳转型的政策合力。

二是稳定新能源项目投资和收益预期。支持新能源企业与高耗能用户签订多年期绿色电力购销协议，以长期合约锁定用户和收益。

三是培育企业多元盈利业态。支持电力企业向“电-碳-绿证-辅助服务”综合能源服务商转型，在零碳园区、虚拟电厂、绿电直连等领域给予试点政策倾斜。

加快推动零碳园区建设，实现绿电消纳与产业减碳协同

一是推广绿电直供模式，扩大绿色电力供给。加快推动绿电直连“一对多”模式项目落地，明确直连项目的电价形成机制和系统调节责任；支持有条件的园区建设新能源就近接入的增量配电网和智能微电网。

二是提升园区层面绿电就近消纳能力。支持钢铁、电解铝、化工等项目配套建设新能源基地与储能设施；推广宽负荷电解槽、动态合成等柔性生产工艺，将刚性连续负荷改造为可调节负荷，主动适应新能源出力波动。

三是进一步提升园区电气化水平。鼓励支持园区及企业部署电驱动蒸汽系统、电锅炉等先进技术，推动园区及企业“气改电”“煤改电”进程，增加绿电消纳空间。

健全电力碳足迹因子与绿电核算认证体系，提升国际绿色贸易规则话语权

一是健全电力碳排放因子体系。加快建立分区域、分发电类型、分时段的精细化因子数据库，提高排放因子更新频率，及时反映各地区电力供应结构优化的成效。

二是完善绿电溯源与认证机制。鼓励地方积极开展绿电直连、绿电专变专线、小时级绿电交易等实践创新，结合实践经验建立全国统一、国际认可的绿电溯源与认证机制。

三是主动参与国际标准规则对接。加强与欧盟等主要贸易伙伴在绿电认证、碳足迹核算方法学上的双边磋商，推动我国绿电直连、绿证交易模式获得国际认可；支持外贸出口“新三样”等优势行业龙头企业参与国际标准制定，提升我国在绿色贸易规则领域的话语权。

（本文刊载于《中国电力企业管理》（上旬）2026年9期，原标题为《碳排放双控背景下电力行业的任务、挑战与建议》，作者：刘赫川  供职于中国宏观经济研究院能源研究所。）