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绿电交易同比增长四倍：内蒙古把风光卖到了13个省区市

中国能源产业发展网发布时间：

2026-09-17 21:36

【中国能源产业发展网】原创【作者】高志龙

来自内蒙古电力交易中心的公开信息显示，2026年1至8月，内蒙古绿电交易电量达662.6亿千瓦时，位居全国首位；跨省区绿电外送电量37.1亿千瓦时，同比增长约428%，送电范围覆盖13个省区市；省间现货市场售出电量5.58亿千瓦时，约为上年的19倍。截至2026年9月9日，内蒙古新能源交易累计结算电量已达5095.8亿千瓦时。另一组支撑数据是：到8月底，内蒙古新能源装机达1.07亿千瓦，占全区电力总装机的57.7%；1至8月新能源发电量1912亿千瓦时，同比增长22.7%。

这些数字放在一起，构成了一个清晰的转变：内蒙古正在从“把绿电发出来”转向“把绿电卖出去”。2026年6月，内蒙古电力交易中心成为全国首家同时具备绿电交易、绿证交易组织资质的省级交易机构，这意味着绿电与绿证两条价值通道可以在同一平台内闭环，企业与用户的绿色消费凭证不再需要跨机构拼接。

区域内的活跃度也在同步抬升。蒙东地区2026年绿电交易电量86亿千瓦时，同比增长77.47%，提前完成年度85亿千瓦时的目标；河北南部电网2026年8月21日累计绿电交易电量突破100亿千瓦时，超过2025年全年的两倍；福建1至7月绿电交易电量18.95亿千瓦时，其中省间绿电交易规模同比放大约10倍。全国层面，2026年7月绿电交易电量277亿千瓦时，同比增长2.7%，增速相比前两年的爆发式增长已经明显放缓。

把这两组数据对照起来看，可以得到一个不太被讨论的结论：绿电交易正在从“全国普遍高增长”切换到“区域分化”。增速快的地方，多具备三个条件——新能源装机占比高、外送通道有富余能力、本地有愿意为绿色属性付费的负荷（如数据中心、出口型制造企业）。内蒙古三项条件兼备，算力产业的绿电消费占比已超过80%；而部分中东部省份受通道与本地消纳限制，绿电交易的增长更多来自省内存量置换，增量空间有限。

第一个真问题是绿电溢价。随着绿电供给快速扩大，部分区域的绿电成交价已经趋近于煤电基准价，环境溢价的“含金量”被稀释。对企业用户而言，如果绿电与普通电价的差价缩到几分钱，采购绿电更多是为了满足供应链的碳足迹要求而非经济性选择；对发电企业而言，溢价收窄会削弱投资绿电交易的积极性。可持续的做法是让绿证价格与绿电交易价格形成合理联动，并推动出口型行业、跨国供应链对绿电消费凭证的刚性认可，把环境价值落到实处，而不是靠行政推动维持交易量。

第二个真问题是通道的物理约束。跨省区绿电外送增长4倍多固然亮眼，但37.1亿千瓦时的绝对规模，相对于内蒙古1.07亿千瓦的新能源装机仍然很小。特高压通道的输电曲线是否与新能源出力曲线匹配、受端省份的接纳意愿与价格机制如何，直接决定外送规模的上限。省间现货5.58亿千瓦时的成交量说明市场化通道正在打开，但现货价格波动大，风光项目参与省间现货的收益预期并不稳定，需要中长期合约与现货形成组合，才能锁定基础收益。

第三个真问题是计量与核算的严谨性。绿电交易、绿证核发、碳市场核查三条线上的数据口径如果不完全一致，企业就会出现“同一度绿电被重复计算”的合规风险，这在出口企业应对欧盟碳边境调节机制时尤为敏感。内蒙古交易机构同时具备绿电与绿证组织资质，为解决口径问题提供了制度基础。建议在此基础上推进小时级绿电溯源试点，让绿电消费与环境属性在生产、交易、核销三个环节上保持一致的时间颗粒度，这既是国内碳市场的要求，也是国际供应链审核的方向。

从产业视角看，内蒙古绿电交易放量的意义已经超出电力行业本身。当绿电能够稳定、可核查地交付给算力中心、绿色化工和数据中心，能源资源禀赋才真正转化为产业吸引力。这也解释了为什么内蒙古在推动绿电交易的同时，同步强调“算力绿电消费占比超过80%”——卖电只是第一步，把电留在本地变成算力、氢基产品和高端制造，才是资源型地区产业升级的完整链条。绿电交易量的增长，本质上是这个链条上游的一次蓄水。

绿电交易量的增长，最终需要本地负荷来接住。内蒙古近两年推动的算力产业、绿色化工与绿色冶金项目，本质上是在为绿电寻找就近消纳的出口。以算力中心为例，其负荷曲线相对平稳，对电价敏感但对供电连续性要求高，与新能源出力的匹配需要储能与电网的配合；绿色化工项目则可以承受一定程度的负荷波动，更适合与绿电直接耦合。两类负荷的组合，能够在一定程度上平滑新能源出力曲线带来的波动。这也解释了地方在推动绿电交易时，往往同步推出算力、氢基化工等项目的招商政策——交易机制解决的是价格与凭证问题，负荷落地解决的是物理消纳问题。

从交易机制看，绿电交易的完整链条包括交易组织、电量执行、绿证核发与核销四个环节。内蒙古电力交易中心同时具备绿电交易与绿证交易组织资质后，企业可以在同一平台内完成从购电到获得绿色消费凭证的全过程，流程的简化降低了中小企业的参与门槛。跨省区交易则涉及送受双方的交易机构、输电通道与价格结算，环节更多，对合同条款的清晰度要求更高。业内普遍反映，跨省绿电交易的主要摩擦点在于通道可用容量与送受端价格预期的不一致，这需要在全国统一电力市场框架下通过中长期合同与现货价格的组合来逐步化解。

与碳市场的衔接是另一条需要打通的路径。随着全国碳排放权交易市场覆盖行业范围扩大，纳入管控的企业在核算排放时需要处理绿电消费的扣减问题，扣减的依据、凭证类型与时间颗粒度都需要与国家主管部门的规则保持一致。对出口企业而言，这一环节还关系到欧盟碳边境调节机制的申报数据：绿电消费必须能够追溯到具体的发电项目、具体的电量与具体的时间段。目前部分企业仍在使用年度总量口径的凭证，距离小时级溯源尚有差距。内蒙古作为绿电交易规模最大的省份，若能在小时级溯源与跨省互认上先行试点，将为全国范围内的规则统一提供可复制的经验。

【文中信息及数据来源于：内蒙古电力交易中心、蒙东电力交易机构、河北南部电网、福建电力交易中心公开信息、国家能源局及内蒙古自治区能源主管部门公开数据、公开行业报道】

【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

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中国能源产业发展网原创

作者：

高志龙