需求升温 资源不足 东部绿电市场供需困局待解

绿电作为清洁低碳转型的核心载体，正深刻重塑我国能源消费格局。2026年，伴随着欧盟碳边境调节机制（CBAM）正式实施、链主企业对供应链减碳降碳要求加大、可再生能源消纳责任进一步强化等国内外多重约束，绿电消费需求不断升温。国家能源局数据显示，2025年全年绿色电力交易电量迅猛增长，达3285亿千瓦时，同比增长38.3%，规模达到2022年的18倍。“绿电已成为企业参与国际市场竞争的基础前提，更是企业应对贸易壁垒、保障出口业务顺利开展的关键，市场端对绿电的需求紧迫程度较此前有明显提升，不少出口企业已主动咨询并推进绿电采购事宜。”多年致力于服务企业绿电采购的中能国宏集团副总裁夏俊海向记者描述了绿电市场加速升温的现状。

然而，需求最旺盛的地方，恰恰是资源最稀缺的区域。作为我国经济引擎和用电负荷重镇，东部省份工业密集、外向型经济发达，绿色合规压力格外突出，但东部地区土地资源紧张、环保约束严格，本地清洁能源开发空间极为有限。绿电需求不断攀升，但资源却在千里之外。

“今后可能很难买到绿电了”“不完全是买不到，但几厘钱的溢价可以接受，超过一分钱就需要谨慎考虑”……记者在调研走访中得到的不同声音与反馈，呈现出市场上对于绿电采购既焦虑又观望的心态，这种心态的背后，反映了东部绿电市场供需博弈下的结构性不平衡。

绿电需求持续升温

“属地化的绿电资源开发几乎已经没有空间了，能铺的地方都已经铺满了，再往下做开发的难度、成本都在加大，按照当下绿电增长的速度，完全不足以支撑我们消费端快速增长的绿电需求。”在记者走访东部某工业大市时，其属地化能源集团投资经理告诉记者。

当前，东部地区能够规模化开发的风电、光伏项目已经十分有限。近年来，广东省已停止审批集中式光伏电站项目，2025年8月，广东省能源局明确不再发展地面集中式光伏，重点转向屋顶光伏；江苏省自2021年就已收紧陆上风电开发，2024年6月发布《关于规范我省陆上风电发展的通知》，明确了对集中式陆上风电采取“审慎稳妥发展”的基调；2025年初，上海市经济信息化委组织排摸市内工商业用户绿电需求，预计需求量约90亿千瓦时，但上海市内可供应绿电不足10亿千瓦时。

而可交易绿电的“盘子”，比新能源发电总量更小。新能源全面入市之后，新能源项目有了两条出路：要么竞争机制电价，进入机制电量的保障之内，锁定相对稳定但价格较低的长期收益；要么参与绿电交易，价格可能更高，但合同期短、不确定性大。“从企业的实际选择来看，大部分开发商更倾向于进入机制电价。尤其是东部地区机制电量比例较高、电价水平也相对较高的省份，绝大部分新能源电量被机制电量锁定，留给绿电交易的省内资源自然就更少了。”落基山研究所系统与新能源部门主任刘雨菁告诉记者。

“企业要的不是‘泛泛的绿色’，而是‘可核证、可追踪、可用于国际披露’的绿色属性。这使得优质绿电和高质量绿证的结构性紧张，往往比总量紧张更突出。一些链主担心‘买不到绿电’，准确地说，他们担心的不是‘完全没有绿电’，而是未来可能买不到足够多、足够稳定、足够合规、足够可溯源的高质量绿电资源。这种担忧在出口导向型产业链、头部制造企业里是比较普遍的，而且短期内不会完全消失。”远景能源电力市场和资产管理总经理陈帝澎分析道。

跨省跨区采购是东部绿电消费的主要选项之一。2025年，华东地区累计从全国14个省份购入绿电206亿千瓦时；近期，全国首次开展多省份跨电网经营区同台竞价绿电交易，来自广西、云南的绿电送往上海、江苏、浙江、安徽、福建四省一市。

刘雨菁表示，跨省绿电交易主要的挑战在于买卖双方可能对合理价格的预期存在落差，以及绿电作为中长期交易本身固有的难点——每个月的电量怎么分解，以及发用偏差怎么计算、会不会产生额外成本等——这些问题对于“靠天吃饭”的新能源而言，是更加突出的风险。

在陈帝澎看来，跨省绿电交易面临的最大的问题，不完全在于买卖双方没有意愿，也不完全在于价格谈不拢，核心的障碍在于省间机制协同不足，以及跨区资源配置效率还不够高。“第一层障碍是跨省输电通道本身仍然稀缺。跨省绿电并不是一个孤立交易品种，它要和常规外送电、保供安排、中长期交易、现货衔接等一起竞争通道资源，所以很多时候不是市场没需求，而是‘路不够’；第二层障碍是省间交易规则和时序衔接还不够顺畅。在实际操作中，不同省份的交易组织时间、申报窗口、结果出清节奏、偏差考核口径，往往并不完全一致。有时上一场交易结果还未完全落定，下一场申报已经开始，这会显著提高交易主体的决策难度，也影响跨省资源的最优配置。”

他进一步解释，跨省绿电本质上不是单一商品交易，而是“电能+通道+绿色属性+履约管理”的组合交易。尤其在多年期或类PPA交易中，用户侧采购流程通常更习惯等政策、预算和内部审批明确后再启动，而卖方希望尽早锁定合同、锁定收益，两边节奏天然不一致。“跨省绿电下一步要真正做大，关键不在于只增加某一类交易品种，而是要进一步提升省间市场协同、通道配置效率和标准化合同能力。”陈帝澎指出。

在微观层面，由于市场供需信息不全，企业实际获取匹配度高的供给还存在一定困难。规上企业、外向型企业可通过交易市场便捷获取绿电，而中小微企业因对接渠道、交易成本等问题，对绿电的可得性仍有待提升。

某绿电绿证服务中心负责人告诉记者，企业采购绿电的最大困惑，集中在绿电与绿证的区别：二者均承载环境权益，但市场认可度存在差异，企业难以清晰界定二者的适用场景。此外，非电力市场用户无法直接采购绿电，只能选择绿证，却不确定绿证的环境权益能否被下游客户、国际机构认可。“企业的核心服务需求，聚焦于绿电环境权益的落地使用，比如购买后如何合规核算、备案，其环境价值能否得到市场和监管部门的广泛认可，确保绿电消费真正转化为企业绿色竞争力。”上述人士指出。

新选项与新挑战

当前，随着更多企业把碳管理要求向供应链传导，用户采购绿电竞争的重点逐步从“能不能买到绿电”转向“能不能长期锁定高质量绿电”。政策层面也在持续回应这一需求，绿电直连、多年期绿电交易等新模式相继推出，为企业长期锁定绿电资源提供了新的选项。

今年2月，国家能源局发布《从政策走向实践 3259万千瓦绿电直连项目推进实施》一文，指出“全国已有84个绿电直连项目完成审批，新能源总装机规模达3259万千瓦。”自去年5月，《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》发布以来，不到一年时间里，绿电直连这一创新模式已迅速进入规模化落地实操阶段。

由于绿电直连在物理溯源、发用对应等方面具有更高的透明度和可信度，不少东部企业对此表现出尝试意愿。但在东部做绿电直连，面临着几道绕不开的现实门槛。

首先是绿电资源。本地集中式新能源资源有限，这决定了直连模式很难大规模复制；其次是投资成本。直连项目往往面临输配电、线路建设、系统备用、消纳比例、并网友好性等一系列要求，特别是在东部土地和线路成本都较高的情况下，经济性未必具有优势。“开展这类项目需结合投资方经济模型设定合理价格，同时项目落地还需要配套的资金、资源保障，且项目审批、建设周期较长，进一步增加了落地难度，这也是当前绿电直连项目推进中的主要挑战。”夏俊海表示。

对于投资方而言，开展绿电直连项目的难点，不仅仅在于如何“连上”，“连上”之后是否能够高效运营，同样是关键的问题和巨大的挑战。

“直连项目最终能不能盈利，关键在于项目的运营水平能不能高过目前电网的平均水平，包括平均负荷率、调节成本等等，只有把项目内部的资源真正统筹好、调度好，在关键运营指标上跑赢大电网，项目才能获得可持续的收益空间。” 国网能源研究院有限公司研究员田士君分析道。

2025年9月，在绿电直连政策破冰的三个月后，国家发展改革委、国家能源局出台《关于完善价格机制 促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号），明确了绿电直连等新能源就近消纳项目的定价规则和费用标准。其中规定，输配电费可选择按“单一容量制”缴纳，系统运行费和线损费用按照下网电量收取，不再缴纳输配环节的电量电费。这一政策为绿电直连项目确立了清晰的费用框架。在这一框架下，项目的“实际负荷率”是否能够高于电网全省的“平均负荷率”是决定经济性的重要参数。直连项目负荷率越高，往往意味着更大比例的自发自用和更小的并网容量。对于用户而言，除提升项目负荷率节约输配电费外，减小下网电量比例节约的系统运行费和线损费用也是决定项目经济性的大头——下网电量占比越少，省下的系统运行费和线损费用越多。

“目前系统运行费和线损费用大约占工商业用户终端电价的十分之一，约为0.05元/千瓦时，且呈上升趋势，预计2030年上升至0.1元/千瓦时以上。因此，项目内部自消纳的绿电比例越高，下网电量越少，系统运营费的节省就越显著。这是决定直连项目能否盈利以及盈利空间大小的核心因素。”田士君指出，“其次，输配电费约占终端用户电价的四分之一，节省的空间同样来源于项目负荷率高出电网平均负荷率的空间。目前电网平均负荷率已经非常高，即便是西部地区，以青海为例，其平均负荷率按64.85%计算，直连项目要高于这一基准值是一个较大的考验，这也无形之中提高了项目上马的门槛。”

由于东部地区负荷密集，电网的平均负荷率本就处于高位；而西部地区地广人稀，工业负荷占比较低，电网平均负荷率相对东部较低。这一差异直接影响了不同区域直连项目的经济表现，东部直连项目想要“跑赢大盘”，难度要大得多。

陈帝澎指出，东部企业做绿电直连不是没有空间，但更适合局部场景、特定园区、特定负荷类型。短期内，它更适合作为绿电交易和绿证消费的补充，而不是主流替代方案。

多年期绿电交易是用户锁定长期绿电资源的另一个选项。2024年，北京电力交易中心发布《多年期省间/省内绿色电力双边协商交易协议参考模板》，为我国多年期绿电交易提供标准化的指引和参考。2025年，国网经营区累计达成多年期绿电交易826亿千瓦时，同比增长175%，其中以PPA协议方式签约347亿千瓦时。

目前，我国多年期PPA发展处于起步阶段。对于发用双方而言，绿电PPA这一选项既是机遇，同时也需认识到其中所伴随的复杂风险。

陈帝澎表示，当前我国各省市场规则差异较大且仍在演进，现货规则、结算机制、偏差考核都可能变化，买卖双方很难对5年、10年后的价格形成稳定预期。长期电价缺乏可靠的参考曲线，多年期固定价难以确定；企业采购和预算体系仍是短周期逻辑，而PPA要求提前锁定长期价格，这在内部审批机制上常常是不匹配的；此外，契约精神和履约约束还需要继续强化。现实中确实存在市场价格下行时，买方希望调价；价格上行时，卖方又希望重谈的情况。

“多年期PPA一般在前一年11月底开展，绝大多数省份下一年政策未出，导致大量成交价高于实际交易价格。在跨省多年期PPA双边绿电交易中，叠加通道容量、发电成本制约，跨省区PPA价格与省内交易价格差距拉大，经济效益性差，这种价格倒挂现象直接影响企业履约意愿。”夏俊海表示。

放眼全球，当新能源渗透率快速提升，负电价频发、光伏市场价值被压缩，传统PPA模式赖以生存的“稳定价格预期”正在被动摇。2025年，全球PPA市场容量同比下降10%。德国PPA新签容量2024年同比下降约40%，2025年上半年再降26%。“德国绿电PPA下滑的主因并非需求不足，而是光伏装机过快、户用光伏市场化能力不足，导致午间电力供过于求、负电价频发，在此背景下，买卖双方难以对未来电价形成稳定预期，长期PPA合同的价格失去了参照基准，从而成交量下降。由此可以看出，PPA这类‘锁价’工具无法为系统性风险定价，仅靠合同解决不了根本问题，还需加强风险管理，并配套灵活的市场平衡机制。” 中国电机工程学会外籍会士郭欣指出。

向外接轨，向内挖潜

近年来，我国在推动绿色电力消费、完善交易规则、加强绿证核发等方面开展了一系列积极探索。但受制于市场机制、溯源技术差异等因素，现有绿电绿证体系仍需进一步与国际标准实现互认。

“CBAM在法规层面虽然没有明确要求绿电是物理交割或小时级时空匹配，但其基于实际排放核算中可追溯性与真实性要求，使得具有明确电网物理关联关系且时间匹配精细的绿电供应模式更容易被认可。而我国现有绿电交易体系的主要问题，表现在交易的绿色电量与实际物理交付电量的时空匹配不足。从交付模式来看，CBAM更倾向认可具有明确物理关联关系的绿电供应模式，如专线直连或直接实物PPA，而虚拟PPA及单独绿证交易在证明电力实际替代化石电力方面存在较大不确定性；从时间颗粒度来看，CBAM及欧盟相关规则正逐步向小时级发用匹配要求演进，我国绿电交易一般以年度或月度为交易结算单元，缺乏发电侧与用电侧小时级电量的绑定、计量与核销机制，难以充分证明绿色电力生产与消费的实时对应关系，这将增加出口企业在CBAM核算中主张使用绿电的难度。”华北电力大学中国能源政策研究中心副主任张洪指出。

张洪建议，完善我国绿电交易模式，探索建立具有明确电网物理关联关系的绿电供应模式，如采用专线直连或发用双方直接签订实物PPA，尤其是多年期（10~20年）的实物PPA，有助于满足CBAM的核算要求，同时为新能源项目融资提供长期价格信号；构建小时级全链路溯源机制，形成与 CBAM规则演进方向相衔接的小时级发用匹配绿色凭证。

华北电力大学经济与管理学院教授刘敦楠认为，目前我国电力零售侧传导与第三方代理合规的全国机制缺失，中小用户、零售端参与小时级交易的渠道、套餐设计、权益归属规则全国不统一，第三方代理交易权责界定、环境权益专属的要求未实现全国规范，难以满足CBAM对零售侧、代理交易的全链路核验要求。建议打通批零协同全国传导通道，全面推广江西分时绿电零售套餐模式，规范第三方代理交易权责，保障中小用户、零售端平等参与小时级交易并获取国际合规凭证，打通绿电价值传导“最后一公里”。

当前，绿电消费溢价难以向下游有效传导，绿电采购的额外成本多集中在生产端企业，难以通过产品定价转移至下游市场。业内人士表示，要构建绿电成本合理传导机制，核心要遵循“谁减排谁受益、谁消费谁买单”的基本原则。国内层面，若绿电消费的额外成本无法向下游传导，企业的减排投入将难以获得合理回报，不仅会削弱企业主动采购绿电、践行绿色低碳的动力，还会降低绿色企业在市场中的竞争力，不利于形成绿色发展的正向循环。国际层面，中国作为全球最大的工业生产国和制造业中心，工业产品大量出口至全球市场，生产端的绿电消费和减排成本，不应由国内生产企业单独承担，需推动减排成本在全球产业链、供应链中合理分摊，让国际消费者共同承担绿色转型成本。

面向“十五五”，东部地区能源建设与发展面临着新要求与新任务，或将为本地绿电消费带来新的机遇。今年2月，国家能源局发展规划司司长任育之在《推动“十五五”初步建成新型能源体系》一文中指出，“提升东部地区能源自给能力，力争实现‘十五五’能源消费增量的70%以上由本区域生产满足”。这意味着东部未来能源消费与利用的思路，不能再主要依赖“西电东送补缺口”，而是要更多从本地挖潜、就地消纳、系统重构的角度解决问题。