长期以来，中国实施的是“能耗双控”制度，即控制能源消费总量和单位GDP能耗强度。但受能源结构的低碳化调整、化石能源的非能源用途不断扩展等因素影响，我国单位GDP能源消费和碳排放下降幅度差异性初步显现。
各时期能耗和碳排放控制要求
| 时期 | 能耗要求 | 碳排放强度要求 |
| “十一五” | 单位GDP能耗降低20% | / |
| “十二五” | 单位GDP能耗降低16% | 单位GDP二氧化碳排放降低18% |
| “十三五” | 单位GDP能耗降低15%,能源消费总量控制在50亿吨标准煤以内 | 单位GDP二氧化碳排放降低18% |
| “十四五” | 单位GDP能耗降低13.5%,非化石能源占能源消费总量比重提高20%左右 | 单位GDP二氧化碳排放降低17% |
| “十五五” | 以碳排放强度控制为主、总量控制为辅的碳排放双控制度 | / |
数据来源：观研天下数据中心整理
能耗双控未对化石能源与非化石可再生能源做区分，导致考核内容不能完全匹配支撑非化石能源消费目标，对促进可再生能源发展的作用有限。另一方面，能耗双控并不直接作用于碳排放控制，无法对碳排放的统计和控制发挥直接作用，不区分非化石能源使用的考核方式，也无法准确反映地区的低碳发展成效。
政府工作报告提出实施碳排放总量和强度双控制度，将“单位国内生产总值二氧化碳排放累计降低 17%”作为“十五五”期间的目标，其中2026 年目标为“单位国内生产总值二氧化碳排放降低 3.8%左右”。后续高耗能高排放行业降碳约束将从需求端释放绿电环境价值。
2025-2026年政府工作报告能源相关表述变化
| 对比维度 | 2025年政府工作报告 | 2026年政府工作报告 |
| 年度目标 | 强调“单位GDP能耗降低约3%”等能耗强度目标，推进绿色低碳转型与结构优化配套举措。 | “单位国内生产总值能耗降低5.1%”;“单位GDP二氧化碳排放降低约3.8%”;“十五五”阶段提出“碳排放累计降低17%”。 |
| 政策工具 | 完善支持绿色发展的政策与标准体系，推进重点领域节能降碳与绿色转型。 | 新设“国家低碳转型基金”,并提出“培育氢能、绿色燃料等新增长点”。 |
| 未来产业 | 未来产业强调生物制造、量子科技、具身智能、6G等，未提及"未来能源"。 | 新增将“未来能源”列为未来产业重点，并置于优先位置；方向涵盖氢能、先进储能、可控核聚变等。 |
| 绿色燃料 | 未提及 | 首次提出“绿色燃料”(含绿氢、绿氨、绿醇与可持续航空燃料等)为新增长点。 |
| 零碳园区 | 扎实开展国家碳达峰第二批试点，建立一批零碳园区、零碳工厂。 | 完善促进绿色低碳发展政策，实施重点行业提质降本降碳行动，深入推进零碳园区和工厂建设。设立国家低碳转型基金，培育氢能、绿色燃料等新增长点。 |
| 绿电应用 | 未提及 | 明确扩大绿电应用，并提出健全碳统计与碳足迹管理、碳市场扩容，为绿电消费与国际互认创造制度条件。 |
| 循环经济 | 完善绿色低碳政策与标准，推进循环经济与资源节约(延续导向),强调“加强废弃物循环利用、推广再生材料” | 未提及“加强废弃物循环利用、推广再生材料” |
| 高耗能项目 | 有力有效管控 | 管控+淘汰 |
| 煤电低碳改造 | 开展试点示范 | “加强化石能源清洁高效利用”,推动煤电向基础保障型和灵活调节型电源转型。 |
| 价格改革 | 未提及 | “稳步推进公用事业和公共服务价格改革” |
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《2023 年电力碳排放因子》、《省级温室气体清单编制指南（2025 年版）》等文件的颁布，从上至下构建起标准化、可核查的排放核算基准与区域碳排放数据库。在碳排放强度控制为政府核心考核目标的“十五五”期间，水泥、火电、合成氨、钢铁、电解铝等行业将受到政策有力约束。水泥、火电、合成氨、钢铁、电解铝等行业的单位 GDP 碳排放强度较高，绿电、高端制造业的单位 GDP碳排放强度可忽略不计。
主要行业/产品碳排放强度
|
行业/产品 |
碳排放因子(吨CO₂/吨产成品) |
价格 (元/吨) |
单位产量GDP (元/吨) |
单位产业增加值碳排放强度 (吨CO₂/万元) |
|
|
金属行业 |
钢铁 |
1.8-2.26 |
3318 |
468 |
43 |
|
铁合金 |
1.3-4 |
5402 |
1307 |
20 |
|
|
金属硅 |
5 |
9628 |
1358 |
37 |
|
|
电解铝 |
14 |
23290 |
3284 |
43 |
|
|
建材行业 |
水泥 |
0.524 |
313 |
79 |
67 |
|
玻璃 |
0.1859 |
1101 |
276 |
7 |
|
|
化工行业 |
合成氨 |
1.6-3.2 |
2110 |
496 |
48 |
|
纯碱 |
0.137 |
1258 |
296 |
5 |
|
|
电石 |
0.83-1.1 |
2800 |
658 |
15 |
|
|
乙烯原料、产品 |
2.93-3.34 |
5769 |
1356 |
23 |
|
|
碳排放因子(吨CO₂/kWh) |
价格 (元/kWh) |
单位产量GDP (元/吨) |
单位产业增加值碳排放强度 (吨CO₂/万元) |
||
|
电力行业 |
电力行业平均 |
0.00053 |
0.6 |
0.2 |
34 |
|
化石能源电力 |
0.00083 |
0.6 |
0.2 |
53 |
|
|
风/光/水等绿电 |
0 |
0.6 |
0.2 |
0 |
|
|
制造业 |
锂电池 |
0.00575 |
890 |
166 |
0.3 |
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2021年3月，欧洲议会通过了设立Carbon Border Adjustment Mechanism(CBAM)的原则性决议，计划于2023年10月1日开始为期三年的试行阶段（2023-2025），于2026年正式起征。CBAM是指在实施国内严格气候政策的基础上，要求进口或出口的高碳产品缴纳或退还相应的税费或碳配额，鼓励非欧盟国家减少排放，并降低“碳泄露”的风险，落实欧盟和全球气候目标。
2026 年 1月 1 日，CBAM 正式进入实施阶段，开始对进口产品的隐含碳排放征收费用。覆盖高耗能行业，增加出口成本。CBAM 初期覆盖钢铁、铝、水泥、化肥、氢气和电力六大行业。根据绿色创新发展中心的研究，欧盟实施 CBAM 将影响中国钢铁和铝行业每年分别增加支付的碳边境调节税达到 26 亿-28 亿元、20 亿-23亿元，其中钢铁每吨增加成本约在 652-690 元，铝每吨增加成本约在 4295-4909元。
CBAM发展历程
| 时间 | 事件 |
| 2019年12月 | 《欧洲绿色新政》提出CBAM计划 |
| 2020年3月 | 欧盟委员会提交CBAM影响评估报告 |
| 2020年9月 | 欧盟委员会将CBAM纳2021年立法提案 |
| 2021年3月 | 欧洲议会投票通过设立CBM议 |
| 2021年7月 | 欧盟委员会公布CBAM提案细则 |
| 2022年6月 | 欧洲议会表决通过CBAM法案修正案 |
| 2023年4月 | 欧洲议会和欧盟理事会先后通过CBAM法案 |
| 2023年10月 | CBAM进入三年过渡期 |
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根据观研报告网发布的《中国绿电行业现状深度分析与投资前景预测报告（2026-2033年）》显示，尽管欧盟对电力排放因子的认定标准宽严不一，但均明确认可现场发电模式（即绿电直连）。这意味着，通过物理直连方式使用的绿电，其排放因子可计为零或接近零，从而能最有效地大幅拉低产品整体碳足迹。以光伏发电为例，光伏发电排放因子为0，发电碳足迹低于40克二氧化碳/千瓦时，因此绿电直连成为降低间接排放最直接的途径，能够降低整体出口产品的碳足迹。
碳价锚定绿电溢价
| 定价主导逻辑 | 碳价区间 | 时间范围 | 理由 |
| 锚定绿电溢价 | 100元/吨 | 短中期 | 绿证扩容，碳市场扩容(水泥、电解铝纳入) |
| 锚定CCUS成本 | 140~410元/吨 | 长期 | 碳配额极度稀缺，倒逼企业加速CCUS技术降本 |
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绿电直连指风光生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，实现供给电量清晰物理溯源的模式，打破了电源需经过电网输送给负荷的传统模式。
随着全球“双碳”趋势的推进，不同类型的企业具有多样化的绿电消费需求，尤其是高端制造、跨国企业等。欧盟碳边境调节机制（CBAM）不认可绿证，仅认可发电源和生产设施间直连技术，或电力生产商和消费者间签订的物理电力购买协议（PPA）。绿电直连采用专用输电线路实现电源与用户点对点直供，通过合理配置计量表计记录直供电量，助力企业满足ESG评级、碳足迹管理等绿电物理溯源需求。
绿电直连核心利润空间在于：1）自发自用部分电量节省了线损和系统运行费（暂免），考虑 CBAM 的碳关税也可以显著实现出口产品的成本节约，2）对于并网型项目，若用电负荷率若高于当地平均水平，可以节约输配电费；3）是否可以用自备的风光电站实现成本节约，取决于购买网电的现货价格，而高比例自发自用的成本是否低于电网供电价格也取决于“源”、“储”和“荷”的匹配性（例如风光水等资源可开发性、用户的负荷曲线和可调程度，类似铁合金、绿色燃料这类优质客户就有较高响应能力）。
绿电直连项目经济性对比
| 影响因素 | 电网直供 | 就近消纳(绿电直连) | 项目经济空间 |
| 购电成本 | 市场交易价格×用电量 | 市场交易价格×下网电量 | 提升 |
| 售电收益 | 无 | 绿电交易价格×上网电量 | 提升 |
| 输配电费 | 电量电费×用电量+容量电价×并网容量(负荷容量) | 单一制容量电价×接网容量(申报容量) | 提升 |
| 线损费用 | 上网环节综合线损率×用电量×市场交易价格 | 直连专线线损率×发电量×度电发电成本 | 提升 |
| 系统运行费 | 系统运行费×用电量 | 系统运行费×下网电量 | 提升 |
| 基金及附加 | 政府性基金及附加×用电量 | 政府性基金及附加×用电量 | / |
| 电网配建成本 | 专变建设成本及运维费用 | 专变建设成本及运维费用+直连专线建设成本及运维费用 | 下降 |
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我国提出到2035年我国风电和光伏总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦，按照当前装机计算，未来10年我国风光装机年均增量约为2亿千瓦，风光装机仍为我国未来十年电力行业发展中的核心增量，将在新型电力系统中继续发挥其绿色低碳、低成本等价值。
2025-2035年全国发电装机容量及预测（万千瓦）
| 2025A | 2026E | 2030E | 2035E | |
| 总装机 | 389,134 | 420,418 | 550,163 | 663,882 |
| 火电 | 153,904 | 160,107 | 176,812 | 194,431 |
| 水电 | 44,802 | 45,595 | 49,595 | 54,095 |
| 风电 | 64,001 | 74,068 | 124,068 | 154,068 |
| 光伏 | 120,173 | 133,666 | 187,666 | 242,666 |
| 核电 | 6,248 | 6,983 | 12,023 | 18,623 |
| 理论储能 | 25,330 | 39,567 | 91,669 | 131,181 |
| 储能/风光 | 14% | 18% | 28% | 32% |
| 储能/总装机 | 6.60% | 9.40% | 16.70% | 19.80% |
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根据国家能源局数据，2025 年底风光装机达 18.42 亿千瓦，历史性超过火电装机。按照NDC 目标，2035 年风光装机不低于 36 亿千瓦，预计2035 年电力形式的终端能源消费量不低于 16.71 亿吨标煤，对应总电量不低于 13.73 万亿 kWh，绿电需求量不低于 6.59 万亿 kWh。
我国绿电需求量预测
| 单位 | 2025 | 2026E | 2030E | 2035E | |
| NDC硬约束电力能耗 | 百万吨标煤 | 1262 | 1287 | 1454 | 1671 |
| 总电量 | 万亿kWh | 10.37 | 10.57 | 11.95 | 13.73 |
| 绿电需求量 | 万亿kWh | 2.30 | 2.70 | 4.34 | 6.59 |
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