上海立下军令状：2026年绿电交易突破100亿千瓦时！蒙电千里入沪、深远海风电加码，绿电越来越“香”的背后逻辑- 大数跨境

上海立下军令状：2026年绿电交易突破100亿千瓦时！蒙电千里入沪、深远海风电加码，绿电越来越“香”的背后逻辑

新数字能源

2026-04-17

导读：2026年4月16日，上海印发《上海市2026年碳达峰碳中和及节能减排重点工作安排》。

2026年4月16日，上海印发《上海市2026年碳达峰碳中和及节能减排重点工作安排》。这份文件中的一组数据引起了行业广泛关注：2026年，省间绿电交易规模力争实现100亿千瓦时以上。完成蒙电入沪受端配套过江工程核准，加快推进蒙电入沪过江工程开工，加快首批深远海风电示范项目前期工作。

100亿千瓦时是什么概念？2025年上海全社会用电量约1800亿千瓦时，100亿千瓦时相当于全市用电量的5.5%。也就是说，2026年上海每用20度电，就有1度以上来自省外绿电。

与此同时，上海还提出推动本地风光等可再生能源多元发展，完成蒙电入沪受端配套工程核准。从“本地挖潜”到“跨省引绿”，上海正在构建一张覆盖陆海、联通内外的绿电供应网络。

上海为什么急需绿电？

作为中国经济最发达的城市之一，上海的用电量巨大，但本地可再生能源资源禀赋不足。上海全市面积约6340平方公里，土地资源紧张，可用于建设大型风电、光伏电站的空间极其有限。2025年，上海本地可再生能源发电量占比不到5%，远低于全国平均水平。

但上海的绿电需求却在急剧增长。驱动力来自三个层面：

企业端的刚性需求。上海是众多跨国公司的中国总部所在地，这些企业大多承诺了碳中和目标，对绿电采购有硬性要求。同时，上海也是出口型制造业的重镇，面对欧盟碳边境调节机制（CBAM）等国际贸易壁垒，使用绿电成为保持产品竞争力的必选项。

政策端的考核压力。上海作为碳达峰试点城市，面临严格的可再生能源消纳责任权重考核。国家要求2026年各省可再生能源电力消纳责任权重持续提升，上海必须通过绿电交易来完成这一任务。

城市端的低碳转型。上海提出了“2025年碳达峰”的目标，在建筑、交通、工业等领域推进电气化替代的同时，必须同步提升电力供应的绿色化水平，否则就是“用煤电驱动电动车”的伪低碳。

本地绿电资源不足，需求却在飙升，怎么办？上海的答案是：引进来。

亿千瓦时怎么实现？

从上海公布的工作安排来看，100亿千瓦时绿电交易目标的实现路径已经清晰：

蒙电入沪是主渠道。内蒙古是全国新能源装机第一大省，绿电资源丰富，但本地消纳能力有限。蒙电入沪工程将通过特高压输电线路，将内蒙古的清洁电力输送到上海。2026年的重点任务是完成受端配套过江工程核准、加快推进过江工程开工。一旦这条“绿电高速”全线贯通，上海的绿电供应将获得长期稳定保障。

省间绿电交易是补充。在特高压通道未完全建成之前，上海通过省间绿电交易市场，从西北、华北等新能源富集区采购绿电。2026年100亿千瓦时的目标，相当一部分将通过市场化交易完成。

本地可再生能源挖潜。虽然土地资源有限，但上海仍在推动本地风光等可再生能源多元发展，包括屋顶分布式光伏、海上风电等。首批深远海风电示范项目的前期工作正在加快推进。

从交易机制看，上海绿电交易的价格形成机制也在不断完善。以上海电力交易中心的数据为例，2025年上海省间绿电交易均价较燃煤基准价上浮约10%-15%，这部分“绿色溢价”体现了绿电的环境价值。随着碳市场的成熟和绿电需求的增加，绿色溢价有望进一步走高。

绿电交易的市场化改革

上海的100亿千瓦时目标，是全国绿电交易市场快速发展的一个缩影。

2026年以来，多地在绿电交易机制上推出了创新举措。四川省4月9日印发的《四川电力中长期市场实施细则》，对绿电交易作出了精细化安排：明确绿电交易价格由电能量价格与环境价值两部分构成，环境价值不纳入峰谷分时电价计算，确保绿电发用匹配、环境价值可溯源。

这一规定解决了绿电交易中的一个核心问题：绿电的“绿色属性”应该如何定价、如何流转。传统模式下，绿电的环境价值容易被峰谷电价机制“稀释”——在低谷时段，绿电的总体价格可能低于普通火电，绿色溢价得不到体现。四川新规将环境价值从峰谷电价中剥离出来单独计算，让每一度绿电的“绿色身份证”都有明确的价值归属。

全国首个“点对点”数据中心集群绿电直供项目在内蒙古和林格尔落地，实现了风电、光伏、储能和算力负荷的毫秒级联动，绿电占比超85%。这种“绿电直连”模式，绕过了复杂的电网调度和市场交易环节，让用电企业直接享受绿电的低价和绿色属性，正在成为高耗能企业获取绿电的新途径。

山东、江西、新疆等省份也在密集出台绿电直连实施方案，推动战略性新兴产业和出口型企业开展绿电直供。绿电应用正在从“政策驱动”走向“市场驱动”。

绿电为什么越来越“香”？

绿电从“小众选择”变成“市场宠儿”，背后是经济逻辑的根本转变。

绿电越来越便宜。十年前，光伏发电成本是火电的3-4倍；今天，光伏发电成本已低于火电。在蒙西等新能源富集地区，绿电交易价格甚至低于工业电价。经济性的逆转，让绿电从“情怀消费”变成了“精明消费”。

碳价值持续凸显。全国碳市场碳价已从开市初期的40元/吨左右上涨至100元/吨以上，企业使用绿电减少的碳排放可以直接转化为碳资产收益。碳价的持续走高，正在让绿电的绿色溢价变成真金白银。

贸易壁垒倒逼转型。欧盟CBAM于2026年正式进入实施阶段，进口产品需申报碳排放并购买CBAM证书。使用绿电能够显著降低产品的碳足迹，直接降低CBAM成本。对于出口型企业来说，不用绿电就意味着多交“碳关税”。

企业ESG需求爆发。越来越多的头部企业设定了碳中和目标，并对其供应链提出绿电使用要求。不买绿电，就可能失去大客户的订单。这种供应链传导效应，正在将绿电需求从终端品牌向上游制造企业蔓延。

挑战：绿电交易的“堵点”与“痛点”

绿电市场快速发展，但“堵点”和“痛点”仍然不少。

跨省交易壁垒。省间绿电交易涉及送端省份、受端省份、电网公司等多方利益协调，交易规则复杂、通道容量有限，制约了绿电的跨区域流动。上海的100亿千瓦时目标能否实现，很大程度上取决于省间交易通道的畅通程度。

绿电溯源难题。绿电的“绿色属性”需要可追溯、可验证，但当前的绿电交易系统与电网调度系统存在数据壁垒，绿电从发电到用电的全流程追踪仍有困难。国网宁夏获批的IEEE国际标准《算力中心可信数字用能记录架构标准》，正是为了解决这一痛点。

价格信号扭曲。部分地区的绿电交易价格仍受行政干预，不能真实反映市场供需关系。环境价值与电能量价值的分离不够彻底，绿电的绿色溢价难以稳定体现。

企业认知不足。尽管绿电需求在快速增长，但大量中小企业对绿电交易的政策、流程、收益仍不了解，参与度偏低。市场教育和政策宣讲还需加强。

上海100亿千瓦时的绿电交易目标，是一张“军令状”，也是一个“风向标”。它标志着绿电应用正在从“锦上添花”变为“刚性需求”，从“发达地区先行”走向“全国加速推进”。对于企业来说，是否使用绿电，已经从“要不要”的选择题，变成了“怎么用”的必答题。

【声明】内容源于网络

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