绿电直连输配电费如何算
绿电交易增速放缓，市场化机制如何激活清洁能源消纳？
在浙江嘉兴一家小型制造企业里，负责人李明（化名）正盯着电费单发愁。今年前七个月，他的工厂用电量增长了12%，但绿电采购成本却比预期高出近两成。“我们愿意用绿电，可价格波动太大，合同签了又怕履约难。”他说。
李明的困境，折射出当前绿电交易市场的一个微妙变化。据国家能源局最新数据，2026年1—7月，全国绿电交易电量达1918亿千瓦时，同比增长5.6%。这一增速远低于同期电力市场整体交易电量23.4%的增幅，也明显低于2025年同期两位数的增长水平。
绿电，即来自风电、光伏等可再生能源的电力，是实现“双碳”目标的关键载体。近年来，随着全国统一电力市场建设提速，绿电交易从试点走向常态化。但增速放缓的背后，暴露出供需错配、价格机制不稳、跨区消纳能力不足等结构性问题。
[IMG:1]“绿电交易不是简单买卖一度电，而是涉及环境权益、电网调度、长期合约等多个维度。”华北电力大学能源市场研究所研究员王芳指出，当前绿电多以中长期协议形式成交，但部分省份缺乏配套的偏差考核与结算细则，导致用户“想买不敢买”，发电企业“有电难卖”。
从区域结构看，省内交易仍是绿电流通主渠道。2026年前七月，省内绿电交易占总量比重超八成，而跨省跨区绿电交易增长乏力——尽管全国跨区输电通道持续扩容，但省间壁垒、优先调度顺序、辅助服务分摊机制等制度障碍仍未完全打通。
与此同时，现货市场对绿电的支撑作用尚未充分释放。数据显示，1—7月现货交易电量达4898亿千瓦时，但其中绿电占比微乎其微。一位华东地区电力交易中心人士坦言：“风光发电波动性强，现货市场若缺乏合理的偏差补偿和预测激励机制，市场主体自然倾向规避风险。”
[IMG:2]面对挑战，多地已开始探索新路径。广东试点“绿电+碳普惠”联动机制，将绿电消费纳入企业碳账户；内蒙古推动新能源项目与高载能用户直接签约，缩短交易链条；国家电网也在部分区域试行绿电“优先出清、优先结算”规则。
国家能源局相关负责人表示，下一步将加快完善绿电交易与绿证、碳市场的衔接机制，推动建立反映环境价值的电价形成体系，并强化跨省区输电通道的绿电输送责任权重。
对李明这样的中小企业主而言，政策落地的速度决定着转型的成本。他最近参加了当地组织的绿电团购试点，“如果价格能稳下来，我们愿意长期签。”他说。这或许正是市场最真实的呼声：不是要不要绿电，而是如何让绿电“买得值、用得稳、看得见”。
（注：文中人物为化名；数据来源：国家能源局《2026年1—7月全国电力市场交易情况通报》）
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