电解铝冲刺绿电履约

经济观察报记者 王雅洁

距离国家发展改革委2026年第42号令（全称为《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》）8月1日正式实施还有一个月时间，国内电解铝行业进入绿电履约冲刺期。

42号令经国家发展改革委审议通过并会同工信部、住建部、交通运输部联合审签，首次对电解铝等重点用能行业划定可再生能源电力消费最低比重刚性考核标准。

经济观察报记者获悉，6月22日，42号令全文对外公示并解读后，云南、内蒙古等多地电解铝企业，不同程度地调整了年度投资节奏，通过加急推进厂区光伏项目、跨省锁定丰水期水电长协、批量采购绿证等方式补足绿电消纳缺口。

华北一家50万吨产能的铝厂电解铝生产基地财务负责人孙国栋表示，若该厂全年超11亿度绿电缺口全部通过采购绿证补足，那么铝厂全年会新增合规成本近660万元，吨铝成本增加约13元。

倒计时

42号令明确，自2026年8月1日起刚性考核正式实施，文件首次系统划定消纳缺口核销细则与完整惩戒处置条款。电解铝等重点高耗能行业随即加紧制定达标冲刺方案。

公开数据显示，2025年中国电解铝建成产能约为4500万吨，已触及国家有关部门设定的产能“天花板”。2017年供给侧改革锁定4500万吨产能上限，2025年《铝产业高质量发展实施方案（2025—2027年）》重申总量不增，为能耗、双碳目标配套长期管控政策，无短期放开预期。

2026年6月底，云南一家水电铝（依托水电开展电解铝生产）企业召开了专题会议，重新评估该企业的年度投资计划。

该企业能源负责人赵明远告诉记者，该企业的厂区分布式光伏项目原本在中期规划中，计划于2027年建成。42号令将执行起始点明确为2026年8月1日，公司决定进一步压缩项目周期，新建配套必须在7月底前并网。

赵明远说，行业对绿电考核的大方向早有预期，但政策细则出台后，企业需要把预案变成可执行的方案。“我们正在追加新能源配套投入，北方同行在加速采购，本质上都是把预判变成行动。”他说。

这家企业的水电铝年产能为90万吨，是国内水电铝基地的代表性产能之一。赵明远说，外界普遍认为云南水电资源丰富，当地电解铝企业绿电达标压力不大，但实际情况比预想的复杂。

赵明远表示，90万吨满产状态下全年总用电量约120亿度，按照云南省电解铝70%绿电考核红线，全年需足额消纳84亿度可再生能源电量；企业现有省内自有水电年消纳量74亿度，剩余10亿度缺口需通过自建光伏或跨省采购绿电、购买合规绿证补足。

“我们这样的水电企业都要追加投资，那些以自备火电为主要电源的电解铝企业，绿电补充缺口成本显著高于水电、自备风光铝企业。”赵明远说。

赵明远所在的铝厂，进一步推进在厂区屋顶、闲置堆场、周边可利用土地上的光伏铺设，同时启动配套储能项目前期工作。按照公司规划，这批新能源资产投运后，不仅补足当前考核缺口，还将为后续产能置换储备绿电指标。

华北那家50万吨产能的铝厂电解铝生产基地，自备火电占全厂用电量90%以上。按照企业所在省份核定的考核标准，该企业电解铝可再生能源最低比重为35%。华北、中原各省电解铝行业年度考核基准区间集中在26%到35%，部分自备火电占比高的企业按属地细化核定至35%。企业现有绿电占比不足20%，缺口超过15个百分点。

该企业能源采购人士王文东告诉记者，去年底公司就做过绿电合规的推演，当时判断政策可能在2026年下半年落地。42号令6月公示、8月执行的节奏比预期略快，但应对方向没变。

目前，王文东所在的厂里，成立了绿电保供专班，由分管生产的副总经理牵头，能源部、财务部、生产部联合办公，每日更新绿电缺口台账。“方向和之前推演的基本一致，但时间窗口压缩了，各项动作必须集中在7月完成。”王文东说。

绿证是另一条补缺路径。王文东表示，政策公示后已采购约2亿度绿电对应的绿证，按2026年当期核发合规绿证市场中位均价6元/千度（市场成交区间5.7元—8元/千度，7月考核窗口期价格存在上涨压力）测算，单笔支出约120万元。他估算，该企业全年绿电缺口超过11亿度，如果全部靠购买绿证覆盖，仅此一项年度支出就约660万元，折算到每吨铝，新增合规成本约13元。

王文东说，过去能源采购部门的核心工作是买煤、保供电、控成本，现在增加了绿电采购和缺口核算，“定期要向集团管理层汇报一次进度，指标完成情况直接跟年度考核挂钩。”

西南区域一家电力交易中心的工作人员刘振明也向记者证实了交易端的变化。42号令公示后，电解铝企业咨询和参与跨省绿电交易的活跃度有所提升。

刘振明说：“其实一季度就有企业来打听绿电长协的事了，但正式文件没出，大家都在等。文件一出，询价和签约节奏马上就起来了。”

刘振明观察到，国内云南、内蒙古、河南等铝产业园区试点园区统一集中采购绿电机制，通过整合园区用电量提升议价能力，该模式尚处于落地初期，未全面普及。“单个铝厂独立采购议价能力有限，园区统一对外谈判、统一锁量、统一消纳抵扣，这一模式正在加速落地。”他说。

成本账

绿电履约不是免费的。

42号令设定了约束指标，但绿电从哪里来、花多少钱才能来，不同区域、不同能源禀赋的企业，答案不同。

赵明远所在的云南水电铝企业，选择了自建光伏的路径。160MW（兆瓦）山地光伏配套储能整体总投资约6.1亿元，按20年折旧叠加项目贷款财务费用，分摊到每吨铝的年成本约108元；若不配套储能，仅光伏板块吨铝摊销约72元，但无法足额完成年度绿电消纳抵扣。

不过，赵明远还表示，新能源投资成本测算过程中，光伏、风电投资额及吨铝摊销数据，还会随地形、储能配比以及企业其他具体情况等变化，存在一定的行业浮动区间。

但并非所有企业都有这样的条件。

孙国栋所在的华北50万吨产能的铝厂电解铝生产基地，没有富余土地和光照资源支撑大规模自建光伏。孙国栋表示，该企业全年用电67.5亿度，绿电占比不足20%，距离35%约束指标缺额超过11亿度。

孙国栋说：“管理层2025年底就讨论过两种方案，当时判断政策落地还有一段时间，但现在要做出选择。”

方案一是自建光伏配套储能，补足全部缺口需要建设约230MW光伏项目。若配套储能建设约230MW光伏项目，企业需要整体一次性投资超9亿元，仅光伏本体投资约7.3亿元。但当前行业利润普遍微薄，企业拿不出这笔资本开支。

方案二是全部通过市场化渠道购买绿证。按2026年当期核发合规绿证市场中位均价约6元/千度计算，全年采购支出约660万元，分摊到50万吨产能，吨铝年新增合规成本约13元。

“我们吨铝综合利润也就500到600元，目前这部分成本占比还在可接受范围内。”孙国栋说。

他补充了几项隐性成本。厂里从财务部、能源部抽调了几名员工组成绿电合规小组，专门负责绿证采购、台账核对、交易对接，人力成本随之新增。今年原本规划用于电解槽节能技改的专项资金有所缩减，优先调配用于绿证、跨省绿电采购，企业节能降碳技改节奏有所延后。

孙国栋说，银行端也在收紧，已有银行将年度绿电消纳完成情况纳入工业企业授信风控评审指标，长期考核不达标的电解铝企业，新增流动资金贷款的授信额度、贷款利率审批将面临不利调整。

内蒙古一家配套自备风电的铝企，成本结构有所不同。

这家企业投资负责人周宏向经济观察报记者介绍，企业规划了800MW自备风电项目，配套80万吨电解铝产能的800MW自备陆上风电项目总投资28亿元，按25年运营周期折旧叠加融资财务成本，折算吨铝年度摊销成本约165元。

“风电全生命周期度电成本约0.17元，低于跨省采购绿电0.23元到0.28元的市场价。”周宏说，投产三年后，相比每年外购绿证，吨铝可节省成本200元以上。

但前期资本开支压力同样存在。周宏说，为了给风电项目腾出资金，公司暂缓了一个12万吨的产能置换项目落地。“短期看是损失了潜在产量，但长期看，自备风电锁定25年低成本绿电，综合生产成本会持续低于全国火电铝平均水平。”他说。

变局

绿电成本正在改变电解铝行业的投资决策。

一家央企铝企分管投资的人士分析，国内电解铝行业自2017年设定产能天花板以来，企业之间的竞争主要集中在存量产能的置换和优化上。但42号令改变了这一逻辑。政策层面对此早有预判，设计了绿证交易、跨省交易等灵活履约机制，并设置首年考核过渡期，意在稳中求进。央企在绿电资源储备上具备一定优势，但其北方大量存量火电产能同样面临巨大转型压力。

公开资料显示，目前该行业前三甲为中国铝业（央企，超800万吨产能）、中国宏桥（超600万吨产能）和信发集团（超600万吨产能）。

绿电成本正在改变电解铝行业的投资决策。

新增产能不仅面临产能总量管控的红线，更因42号令新增高昂绿电配套成本，多重约束叠加，使绿电资源获取成为项目上马的核心前置条件。

经济观察报获悉，42号令公示后，已经有获批的电解铝产能置换项目被暂缓或重新评估。电解铝行业的新增产能扩张正在逐步放缓。除42号令绿电刚性考核抬升投资门槛外，电解铝4500万吨产能总量管控、能耗阶梯电价、环保与水资源约束长期压制行业产能扩张，多重因素叠加令行业新增产能投放逐步放缓。

周宏表示，集团手里目前持有合法的产能置换指标，但今年已决定暂缓推进。

“其实去年我们就判断绿电考核迟早要来，当时做过一轮情景分析。但正式文件的指标和惩戒力度还是超出了预期。”周宏说，以前上一个新项目，看的是铝价、煤价、投资回收期。现在多了一个必须回答的问题，绿电从哪里来、配套新能源的钱谁出。

他表示，新增10万吨电解铝产能，按35%的最低绿电约束指标计算，需要配套约70MW光伏或等量风电，仅新能源配套投资就在2.5亿元以上。加上冶炼端建设投入，单吨投资额较三年前翻了近一倍。

周宏透露，集团内部已明确两条原则。第一，北方区域所有新增置换项目暂停推进，不再追加冶炼产能投资。第二，未来新建产能只考虑西南水电区域和西北风光资源富集区，且必须配套自建新能源项目一并上报审批。

这种来自一线企业的投资逻辑转变，正是行业变局的微观缩影。在周宏看来，从“拼规模”到“拼绿电资源”的切换，已在集团决策层面转化为明确的行动准则。

前述央企铝企分管投资的人士进一步分析，存量在产企业仅需完成年度绿电消费比例；云南、内蒙古等风光水电富集省份，已在本地电解铝产能置换审核中增设配套新能源装机参考门槛。该人士说：“对以自备火电为主要电源的存量铝企而言，这两个条件叠加，新增产能的经济性被削弱。”

他预判，未来两到三年，电解铝行业的新增产能投放或将放缓。现有的存量产能会维持运转，但新增部分会集中在西南、西北绿电富集区域，北方高火电占比存量铝企新增产能经济性削弱，行业新增投放重心向西南、西北清洁能源富集区域转移。

赵明远告诉记者，企业绿电铝产品的客户结构也在发生变化。今年以来，来自新能源汽车、光伏产业链下游企业的采购询单有所增多，且不止一家要求提供绿电溯源凭证。“去年这类订单只占我们产量的少部分，今年上半年已经升到四成以上。”他说。

周宏说：“过去十年行业拼的是产能指标，未来十年拼的是绿电储备，现在就是切换的关键节点。”

（应采受访者要求，周宏为化名）