作者 | 杨轩

电解铝是中国有色金属行业最大用电负荷，也是国内首个落地强制绿电消费考核的高耗能工业。

2024年电解铝行业实现碳达峰，带动全铝产业链同步达峰，在产量持续增长的情况下实现煤炭消费平台化，是我国工业煤控领域标志性成果。

受制于4550万吨的电解铝总产能控制政策，行业开工率接近99%；同时国内大型预焙电解槽全面普及，工艺节电红利空间收窄，电解铝深度降碳的重心全面转向绿电替代。

但电解铝行业当前仍面临制度矛盾。国内绿电考核以绿证核销作为履约凭证，企业采购绿证即可完成政策合规；而苹果、奔驰等海外终端供应链审核，要求绿色电力具备物理可溯源的实际用电证据。

两套规则并行但不能直接互认，形成 “买证即可合规，但拿不到低碳溢价”的现实悖论。企业支付了绿电合规成本，却无法转化为产品的市场价值。

过去多数研究聚焦电解铝绿电替代成本、技术路径，较少针对这套 “国内合规标准” 与 “贸易溯源标准” 的双重标准冲突展开剖析。

在铝产品深度嵌入全球供应链，国内强制绿电考核全面落地的背景之下，弥合两套标准鸿沟，打通 “合规成本” 向 “市场价值变现” 的通道，已经成为电解铝绿色转型亟待破解的现实命题。

现实底色：电解铝碳达峰背后，绿电替代仍存差距

中国已经建成全球最完整铝全产业链，氧化铝、电解铝、再生铝、铝材产量常年全球第一，铝材制品出口占全球30%以上。

电解铝冶炼环节是产业链碳排放核心，电力间接排放占据总排放绝大部分，电源结构直接决定吨铝碳足迹高低。

在2015-2025年间，行业自备电厂占比持续下降，产能布局逻辑从 “追逐低电价” 转向 “追逐清洁能源资源”，网电占比不断提升，清洁能源用电占比稳步抬升。

行业煤控呈现明显两阶段特征：2015-2020年产量扩张带动煤炭消费上涨；2020-2025年产量继续增长，但依靠电源结构优化、电耗下降，煤炭消耗进入平台期，电源结构改善对减煤贡献大于工艺节能。2024年行业实现真正碳达峰，并非减产达成，而是能效提升叠加绿电替代共同实现。

经过多年技术迭代，中国电解铝综合交流电耗已经处于全球最优水平，比海外平均低约2000kWh/t-Al，电解槽本体节电空间已经十分有限，后续降碳只能依靠电源侧转型。

矛盾核心：两套标准冲突，三类绿电模式各有取舍

当前行业并存两套完全不同的评价逻辑：

从国内合规标准看，电解铝强制绿电考核，以绿证核销作为完成凭证。企业采购足额绿证即可完成考核，不强制要求生产实际物理使用绿电，2024年测算吨铝考核绿证成本约32元。这套制度目标是激励全社会可再生能源建设和消费。

从国际贸易价值标准看，海外下游客户碳足迹审核，要求绿色电力具备物理溯源证据。只有实际消耗物理绿电，才可以认定为低碳铝，拿到高端订单，完成价值变现；仅持有绿证无法得到认可。

企业落地绿电替代主要分为采购绿证、电网统一绿电交易、绿电直连三类模式，在两套标准之下表现差异巨大，直接造成企业现实困境。

从表格可以看出，电解铝行业目前仍存在三大痛点：

第一，单纯采购绿证，低成本完成国内考核，但产品实际碳排放没有下降，在市场拿不到低碳溢价，合规成本变成纯粹额外负担；

第二，绿电直连是唯一同时满足两套标准的路径，但重资产投入高，受资源、输电通道约束，很难快速大规模铺开；

第三，电网绿电交易处于中间状态，海外客户对溯源证据接受度参差不齐。

国内外两套标准的冲突也给行业健康发展带来了挑战：

一是企业出现 “两张账”，账面完成绿电考核，实际生产依旧全部用火电；二是扭曲投资意愿，部分企业倾向 “买证躺平”，缺少投资物理绿电的动力；三是出口企业进退两难，做直连投资压力巨大，只买绿证过不了海外碳审核。

深究其背后的原因，在制度层面，国内凭证核销与国际物理溯源两套体系缺少互认通道，企业被迫承担双重合规成本；在电力系统层面，电解铝是24小时不间断稳定负荷，风光具有波动性，高比例物理绿电需要配套储能、输电专线，硬件瓶颈突出；在市场方面，市场传导机制仍不完善，低碳铝溢价主要集中在海外高端市场，国内汽车、光伏、建筑尚未形成稳定低碳原材料采购机制，绿电增量成本难以向下游转嫁。

绿电替代的潜力与客观天花板

在产能天花板锁死、工艺节电空间有限的前提下，行业中长期煤耗与碳排放高度取决于电源结构转型节奏。

北京大学能源研究院的研究认为，即便2030年顺利把火电占比降到60%，行业依旧保持亿吨级标煤消耗，电解铝行业无法依靠自身完成深度脱碳，高度依附全国电力系统整体绿色转型。

同时，不宜简单对标欧美43%平均绿电占比，考虑到欧美地区的绿电以水电为主，而中国绿电主体是波动性更强的风光资源，要想实现同等绿电占比，中国电解铝行业面临的系统成本、技术难度更高。

这也意味着，电解铝绿电替代不能只追求纸面考核数字，必须区分“凭证式绿电”和“物理消纳绿电”，重视真实用电结构改善。

破局路径：打通合规成本向市场价值的转化通道

想要化解双重标准矛盾，不能简单加码考核指标，需要从制度、电力基础设施、企业策略、市场培育四个维度协同发力，推动从纸面合规走向实质性绿电替代。

政策制度层面，推动两套标准适度衔接，实施差异化管理。严守4550万吨产能天花板，依靠产能置换引导产能有序向清洁能源富集区域转移；对火电存量基地、清洁能源富集区设置差异化考核，摒弃“一刀切”指标。

探索国内绿电凭证与国际碳足迹溯源互认机制，区分 “凭证式绿电消费”“物理匹配绿电消费” 两类统计口径；鼓励绿电直连、电网绿电交易沉淀可核查物理溯源数据，研究把物理溯源信息嵌入绿证附加字段，为出口企业提供可被国际采信的证明材料。

完善绿电直连项目审批、储能配套支持政策，严控新增自备燃煤机组。

电力系统层面补齐基础设施，降低物理绿电落地门槛。加快新能源基地与电解铝负荷之间跨区输电通道建设，扩大跨区域高质量绿电交易规模；大力推进源网荷储一体化示范。挖掘电解铝本身热惯性，探索电解铝柔性负荷调节技术，发挥虚拟调峰价值，降低对储能的刚性投资需求，压低物理绿电综合供给成本。

企业分类施策，分清自身是合规需求还是出口价值需求。对于纯内销、无出口压力企业，短期可以采购绿证完成国内强制考核；中长期把握产能置换机会向清洁能源区域布局，逐步提升物理绿电使用比例。

对于出口导向型铝企，不能单纯依赖绿证，优先布局绿电直连、高溯源质量的电网绿电交易；积极跟踪光伏直流直供电解槽新技术示范；同步加大再生铝利用，构建“绿电+再生铝”组合降碳方案，优化产品碳足迹。

培育国内低碳铝消费市场，构建价值传导链条。不能把低碳铝价值完全寄托海外出口市场。推动国内光伏装备、汽车、建筑等下游行业建立低碳原材料采购制度，打造国内低碳铝溢价市场。让企业为物理绿电付出的增量成本可以向下游传导，形成“政策强制约束+市场收益激励”双轮驱动。

整体看，电解铝已经实现行业碳达峰，但工艺节能空间有限，绿电替代是降碳核心抓手。国内绿证合规标准与海外物理溯源标准的冲突，是当前转型最突出的矛盾。只买绿证，只能完成纸面履约，无法实现产品实质降碳，也拿不到销售溢价；可以满足国际要求的绿电直连，又面临资源、电网、资本多重约束。

中长期情景显示，即便2030年火电占比下降至60%，行业煤炭消耗仍维持亿吨级别，电解铝深度脱碳离不开全国电力系统整体绿色转型。

破局关键不在于不断抬高绿电考核数字，而是弥合两套标准鸿沟，打通合规成本向市场价值变现的通道。通过差异化政策、电力基础设施升级、培育国内低碳消费市场，引导行业走向真正物理层面的绿电替代，在保障国内关键基础原材料供应链安全的前提下稳步推进铝行业“双碳”转型。

（本文经作者授权发布，仅代表作者观点。作者为北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目分析师）