绿色电力交易模式与贸易认可度分析

绿电交易即“证电合一”交易模式。

1.交易模式：省内+跨省区两种模式，当前以省内交易为主

绿色电力交易主要包括省内绿色电力交易和跨省区绿色电力交易。省内绿色交易至用 户或手电公司直接从省网发电企业购买绿电，主要在各省电力交易中心开展。跨省区交易 的交易对象往往在省区外，初期由省份层面汇总，再跨省区购买，主要由北京/广州/内蒙古 三大电力交易中心交易。

省内交易为主，省间交易方兴未艾。根据国家能源局发布的《2024 年中国电力市场发 展报告》，2024 年，全国各电力交易中心累计完成绿色电力交易电量 2336 亿千瓦时，较 2024 年增长 235%，我们认为主要系省内电力交易平台建设快速发展所致。而根据我们汇 总的能源局月度数据，2024 年省内交易绿电 1754 亿千瓦时，占绿电交易总量的 75%。省 内交易是目前绿电交易的主要模式，省间交易受制于各地电网的联通性，仍然有一定限 制。

地区电价相对独立，可再生能源丰富地区电价较低。分电网经营区来看，国家电网经 营区绿色电力交易电量 1358 亿千瓦时，南方电网经营区绿色电力交易电量 221 亿千瓦时， 蒙西电网经营区绿色电力交易电量 757 亿千瓦时。从地区电网来看，是蒙西电网绿电交易 量最高。各省电网绿电交易均价相对独立，青海/云南/新疆/宁夏等地区电网交易量均低于 300 元/MWh，而重庆/湖北/江西/湖南等地区绿电价格则明显较高。地区可再生资源分化目 前无法通过电网内传输完全改善。因此，当前也形成了省内绿电交易为主、省外绿证交易 为主的模式。

2.贸易认可度绿电直连＞绿电交易＞证电分离，推动直连新业态

应对出海贸易中的政策风险是企业购买绿电的重要因素之一。正如我们在《ESG 投资 框架与工具·风险篇》中所指出的，企业在出海中面临着多重转型政策风险。海外有关地 区往往设置与气候或转型相关的限制，以落实减排要求，并保护地区内企业。对我国出口 企业影响最大、最值得关注的是欧盟碳边境调节机制（CBAM）与《新电池法》。

2.1 CBAM：直连+直购绿电可获得抵免

对部分行业计算间接碳排放。欧盟碳边境调节机制（CBAM，又称“碳关税”）法案在 通过欧洲议会以及欧洲理事会的投票表决和正式批准后，于 2023 年 5 月 16 日正式由《欧 盟官方公报》发布，正式成为欧盟法律，并计划于 2026 年正式实施。CBAM 关注欧盟进 口商品的碳排放量，适用于钢铁、铝、化肥、水泥、电力、氢等六大类产品，其中对水泥/ 化肥/电力计算间接碳排放，而间接碳排放又以外购电力的碳排放为主。六大行业获得的碳 排放配额逐年减少，进口商将根据产品的额外碳排放缴纳碳税。

电力碳排放核算：仅直连或者购电协议方式使用实际排放因子进行计算。在计算电力 排放时，CBAM 主要将电力获取途径分为三个类别分别计算。首先是物理直连，包含直接 在场内的分布式发电，以及在场外但又直连线路的电力。其次是购电协议模式，值得注意 的是，CBAM 框架中购电协议要求必须为用户与发电企业之间直接签署的采购协议，不能 通过售电公司第三方签约。物理直连与购电协议方式都可以使用协议碳排放因子计算间接 碳排放量，这意味着如果企业从这两种途径购买绿电，可以降低相应碳排放，并减少出口 的政策成本。 电网购电则利用默认碳排放因子计算相应碳排放。对于除购电协议外的电网电力， CBAM 采用默认排放因子计算间接碳排放数据。默认碳排放因子包括 IEA 电网平均排放因 子、产品原产国电网公开平均排放因子、产品原产国定价机组排放因子三种。企业可以选 择其中一种进行申报。对于我国企业，2022 年三种平均排放因子的数据分别为 0.594/0.5703/0.8325 吨二氧化碳每兆瓦时。

2.2 新电池法：排放核算方式趋严，仅绿电直连可以直接核算

2024 年 5 月出台的欧盟《新电池法》对动力电池碳足迹计算的方式收紧。《新电池 法》要求企业披露包括碳足迹在内的一系列 ESG 信息。在《新电池法》中，对动力电池产 品碳足迹核算方案，从原来的四种缩减到“全国平均电力消费组合”和“直连电力”两种 计算模型，也就是说，除非电池企业使用直供电，否则其电力碳足迹就用全国电网的平均 值。在我国通过电网进行绿电交易类似“虚拟等价”的模式，绿电上网传输的过程中实际 不会区分绿电与其他电力的区别。因此绝大部分电量都使用全国平均电力消费组合计算， 使我国动力电池企业在出口中面临较大合规困境。

2.3 直连模式有望发展，成为绿电消纳新途径

环境贸易壁垒倒逼我国绿电直连发展。2025 年 5 月国家发改委、国家能源局发布《关 于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，明确指出推动电力来源可溯源的绿电直连模式 的发展。该通知指出，绿电直连按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型两类。并 网型项目作为整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，电源应接 入用户和公共电网产权分界点的用户侧。 绿电直连建设仍需考虑新建成本与环境收益的权衡。根据上述通知，绿电直连项目原 则上由负荷作为主责单位。包括民营企业在内的各类经营主体（不含电网企业）可投资绿 电直连项目。项目电源可由负荷投资，也可由发电企业或双方成立的合资公司投资，直连专线原则上应由负荷、电源主体投资。无论是负荷侧的企业用户，还是电源侧的发电公 司，都需要考虑项目对于自身的收益情况。绿电直连项目首先需考虑新建配电网成本。据 经济观察报，项目线路成本大约在每公里 100 万元；升压/降压站等设备和电站容量有关， 大约为每兆瓦 100 万元。大部分项目还需要配置储能，储能系统单位静态投资约 0.75 元 /Wh。因此当前节点负担绿电直连项目的主要是大型国企等现金流充沛的公司。