3285亿千瓦时之后，让跨区绿电交易更“畅通”｜能源思考

当前，我国新能源资源与负荷中心分布不均，算力基础设施等新增负荷扩大了绿色用能需求。今年以来，鼓励跨区绿电交易的政策密集出台，跨省跨区绿电交易成为优化全国资源配置、支撑数字经济低碳发展的重要机制。

跨区绿电交易现状

从规模来看，国家能源局数据显示，2025年全国电力市场累计交易电量66394亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量的64%，其中绿电交易电量3285亿千瓦时，同比增长38.3%。2021~2025年全国绿电交易电量由87亿千瓦时增至3285亿千瓦时，占同期电力市场交易电量的比重由约0.2%升至约4.9%。

2026年电力市场化交易继续扩容，截至8月底，全国电力市场交易电量同比增长19.2%，跨省跨区交易电量同比增长12.1%，绿电交易电量同比增长6.1%。增长动力也由初期政策试点扩展到重点行业履责、外向型企业降碳和数据中心绿色用能等多元需求，绿电市场的覆盖范围和配置功能持续增强。

同时，跨电网经营区绿电交易已由单向试点拓展为双向、多省份协同。2026年发展比较快。6月福建云霄直流完成全国首笔输电权市场化交易，安徽送广东合计出清电量2100万千瓦时，其中绿电1600万千瓦时；8月南方电网送国家电网方向首笔输电权绿电交易达成，江苏7家经营主体成交绿电62.2万千瓦时，标志着该机制实现双向运行；9月广西、云南送长三角的跨电网经营区绿电及输电权交易完成预出清，交易电量约1600万千瓦时，长三角110家用户侧主体参与。

从政策设计和政策协同性看，2月国务院办公厅印发的《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，重点解决跨省跨区交易与省内市场衔接。文件要求两类交易在参与主体、时段划分、组织时序和偏差处理等方面衔接，并在注册、申报、出清和信息披露等环节融合，逐步形成经营主体一次提出量价需求、全国市场匹配供需的联合交易模式。

7月《可再生能源发展“十五五”规划》重点推进资源、通道和交易机制协同。规划要求完善跨省跨区电力交易制度，鼓励跨区绿电交易及多时间尺度交易，推动新能源项目与输电通道同步建成投运，并提高跨省跨区输电中的清洁能源比重。

8月施行的《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》进一步明确消费责任和核算方法。重点用能行业可通过自发自用、绿电直连、绿电交易和绿证交易等方式完成目标，并以考核年生产电量对应的绿证作为基本核算凭证；省级消纳责任按实际消纳电量核算，未完成时可购买相应绿证补充。办法还规定，各省不得限制新能源参与跨省区电力市场交易或跨省区绿证交易。

三项政策共同打通了全国市场规则、跨区输电和消费责任，交易规则扩大绿电配置范围，通道建设提高跨区输送能力，实际消纳与绿证核算则确认消费主体和绿色属性。

跨区绿电交易面临的挑战

当前，跨区绿电交易仍面临一些挑战。

首先，跨层级市场与绿色属性核算仍需衔接。跨电网常态化交易及“一地注册、全国共享”已有制度基础，难点集中在跨层级市场的组织时序、安全校核、偏差处理和信息交换。绿电交易已将电能量价值与绿色环境价值分列，还需衔接消纳责任、企业间接排放和产品碳足迹核算。国际规则提出更细的证据要求，比如欧盟碳边境调节机制（CBAM）适用商品申报实际电力间接排放时，需要直连或购电协议、智能计量及不超过一小时的供用电匹配等材料，年度消费核算和绿证核销记录不能替代CBAM规定的完整证据。

其次，源网建设与受端消纳能力存在时序差。主干电网、配电网和微电网协同规划已有政策安排，但风光基地与输电通道建设周期不同，仍可能出现电源先投产、通道后投运。通道投运后，新能源装机、调节资源和受端负荷变化，也会使设计能力与实际利用水平产生偏差。提高既有通道绿电占比和稳定送出能力，取决于调节资源、送电曲线和受端承接能力。受端柔性调节和负荷响应不足时，跨区绿电仍受时段错配与消纳约束。“源网荷储”协同应覆盖规划、建设和运行全过程，统筹跨区外送与园区就近消纳。

再次，价格形成和成本疏导机制仍待细化。一是跨省送电落地成本可能与受端市场价格错配。受端部分时段电价下降、合同价格调整不及时，叠加输电费和网损后，外购绿电竞争力会减弱。二是分时交易持续细化，山西等地已开展小时级绿电交易，但跨区合同曲线、现货结算时段和偏差处理仍需衔接。三是新输电定价规则有待项目检验。现行办法以单一电量电价为基础，对以输送清洁能源或联网为主的专项工程，允许探索两部制或单一容量制，特定可再生能源增量现货交易可按最优路径价格执行。不同通道如何体现容量价值、分担成本并衔接市场交易，需要结合工程功能形成方案。

加快发展跨区绿电交易

第一，加快完善跨省绿电调度与互济机制，深化“电-证-碳”市场有机融合。落实全国统一电力市场建设要求，依托现有交易平台和国家绿证核发交易系统，共享跨省供需、通道可用容量、交易执行和绿电溯源信息，统一数据接口、校核标准和反馈流程。通过现货、区域互济和辅助服务市场共享调节资源，协同规划输电通道与储能布局。支持新能源与水电、调节性煤电、储能等资源联合参与交易，明确履约方式和偏差责任。

统筹绿电、绿证与碳市场规则，落实2026年《非化石能源电力消费核算指南（试行）》，按照物理、交易和分摊方式核算非化石能源电力消费，绿证以核销量和对应电量生产时间为依据，确保同一电量只认定给一个主体。统一间接碳排放和产品碳足迹核算所需的电力消费数据、排放因子与追溯口径。绿证确认可再生能源消费，碳配额和核证自愿减排量分别用于履约和减排量交易，按各自规则处理环境权益。面向CBAM相关企业，依据欧盟规则完善购电合同、智能计量、小时级匹配和第三方核查证据链，提高出口产品绿色用电数据的可验证性。

第二，加强面向高比例绿电的新型电网建设，深度挖掘绿色消纳潜力。落实主配微电网协同规划并衔接国土空间规划，有序建设特高压骨干网架、改造存量通道。根据清洁能源输送目标，逐项目明确送电结构、受端承接能力与调节资源，强化投产时序和通道利用效率评估，提高新能源基地与输电工程匹配度。结合2026年8月施行的两项制度，细化省级与重点用能行业责任，区分区域消纳权重和单条通道送电比例。建立跨部门、跨地区协调机制，明确建设运营主体、投资责任和进度，支持符合条件的民间资本参与，并持续评估规划执行、工程投运和利用效率。

挖掘源荷两侧灵活性，提高既有设施利用效率。依托多用户绿电直连政策，在智算中心和零碳工业园区等场景推进物理直连与就近消纳，落实小时级发用电匹配、内部平衡和公共电网费用承担要求。按照辅助服务规则推动调频、备用等服务与电能量交易协同，明确收益、调用标准和成本分担。通过虚拟电厂聚合可调负荷、储能和分布式电源，完善需求响应，引导用户根据新能源出力和市场价格移峰填谷。

第三，完善价格和成本疏导机制，稳步推进跨区绿电输电成本分摊机制。完善市场化分时交易，推动中长期合同曲线与现货、结算时段衔接。按照《电力中长期市场基本规则》，直接参与市场的主体通过交易形成分时价格，代理购电用户按政策执行峰谷分时价格；绿电交易分别明确电能量价格与绿色环境价值，后者不参与峰谷浮动。提高交易连续性，完善合同调整、偏差结算和风险管理，以分时价格反映跨区供需与新能源出力变化，引导绿电优化配置。

落实跨省跨区输电价格改革，依据工程功能和成本监审结果探索两部制或单一容量制，衔接容量费用、使用费用和准许收入。福建云霄直流试点以竞价配置富余通道使用权，输电权费用用于抵充闽粤两省容量电费。后续应评估容量释放、出清结算、收益分享和保供优先，再向具备条件的通道推广，金融输电权根据现货市场建设程度另行设计。其他通道可按受益程度、可靠性需求和现行规则完善成本分担。利用大数据和人工智能提高出力、负荷与通道容量预测精度，为交易组织和价格监管提供支撑。

（作者系厦门大学管理学院讲席教授、中国能源政策研究院院长）