全球碳中和浪潮下，碳排放规则已成为重塑国际贸易格局与产业竞争逻辑的核心抓手。欧盟碳边境调节机制（CBAM）的全面落地、RE100等国际绿色供应链标准的加速推广，既重构了全球产业竞争秩序，也对我国电力市场转型提出刚性挑战。

长期以来，我国始终将保持电价平稳、提升制造业国际竞争力作为重要目标。但如果应对欧盟碳关税失当，极易导致制造业因额外碳成本侵蚀企业的利润空间，丧失国际竞争优势。因此，构建与国际碳排放规则接轨的全国统一电力市场体系，核心在于重构绿电市场交易体系 —— 在保障电价合理稳定、保持制造业用电成本优势的基础上，实现绿色发展与国际竞争能力的同步提升。这一体系的建立，既是应对国际碳贸易壁垒、筑牢制造业国际竞争力的现实刚需，更是推动能源结构转型、实现“双碳”战略目标的核心路径。

当前，我国电力市场绿色交易仍面临市场机制不够完善、跨省配置不充分、绿电环境价值不突出、绿电溯源不精准等问题，难以适配国际碳排放规则下的绿电价值核算需求。这就需以绿电PPA（可再生能源购电协议）为核心抓手，通过制度协同、溯源升级、资源优化、国际对接四维发力，打造“规则兼容、价值清晰、流转顺畅、监管有效”的一体化体系。

国际碳管制措施影响及其

对电力市场的核心要求

国际碳排放体系以“碳成本内部化、环境价值可量化、全流程可追溯”为核心逻辑，对电力市场的绿色转型提出明确要求。其中，欧盟碳边境调节机制（CBAM）的影响最为深远，其规则框架也最具代表性。

CBAM自2026年1月1日起进入正式运行阶段，初期覆盖钢铁、铝、水泥、化肥、氢气、电力等简单产品。自2028年开始，CBAM覆盖范围将逐步扩展至机械、家电等下游复杂产品。根据海关总署统计数据，2025年前三季度我国出口欧盟商品金额为29920.7亿元人民币，较2024年同期增长约9.4%。近年来，我国出口欧盟的商品类别中，汽车、机电等高端工业品的占比逐步提升。2025年前三季度，机电设备及其零附件、车辆及其零附件的出口金额分别为13145.4亿和2008.9亿元人民币，同比增长8.0%和14.6%，二者占我国出口欧盟总额约53%。当CBAM扩容至钢、铝下游工业品后，可能影响我国高端制造业的国际竞争力。

CBAM在用电间接碳排放核算方面的要求极为严苛。虽然2026年起步阶段欧盟仅考察水泥、化肥几类产品的用电碳排放，但后续产品扩容后，我国机电、汽车等高端工业品也将面临约束。出口企业若想声明使用了低碳电力来降低产品碳税，需要满足以下三个维度的核心要求。

一是形式匹配。CBAM认可的采用实际碳排放因子核算用电碳排放的两种形式分别为“物理直连”或“可再生能源购电协议（PPA）”。对于物理直连方式，需要以技术文件的形式证明发电设施和商品生产设施之间存在直接的、点对点的且不经过公共电网的物理连接；对于PPA，则要求必须是物理交割而非金融合约，且同样需要证明发电厂与工厂之间存在实质上的电网连接。

二是时空关联。CBAM明确规定，无论采用物理直连还是PPA的方式，均需要提供小时级别的发用两侧电表数据，并证明发电和用电在时间上完全对应，核心是确保声明的低碳电力被用于生产所申报的CBAM商品。PPA的形式虽然更加灵活，但需要额外提供每个时刻下发用两侧之间的电网“无阻塞”证明，其复杂性和监管要求更高。

三是溯源合规。用电企业需要清晰区分所有的用电来源，包括物理直连、PPA以及其他网电。特别是PPA模式下，若通过中间方代理采购可再生能源电力，则必须证明是发电方、用电方和中间方共同签订的唯一合同，以确保责任的清晰和可再生能源电力的可追溯性。对于绿证等环境权益，则需要实现“发电-交易-注销”全流程的闭环，杜绝环境效益的重复计算。

我国电力市场与国际

碳排放接轨的现实堵点

我国电力市场绿色转型已取得阶段性进展，自2021年以来，绿电交易规模逐年扩大、绿证制度不断完善，但在与国际碳排放规则接轨过程中，仍面临五方面问题，核心矛盾集中在“市场机制不完善、价值体系不健全、国际互认不明确”。

绿电市场交易机制的不完善是最突出的问题。抛开项目融资层面的差异，我国绿电交易相较于CBAM认可的PPA模式仍有很大的待优化空间。CBAM要求发电侧、售电公司和零售用户之间签订三方合同，国网经营区最新版绿电规则已要求绿电合同落实到具体用户，但与零售市场的衔接仍有待加强；江西已试点小时级绿电交易，但总体来看，绿电小时级计量、结算、溯源尚未全面铺开，与其他市场的衔接有待进一步完善；另一方面，三大电网片区下各省绿电交易在执行层面仍存在一定的差异性，难以适配CBAM要求。

跨省跨区交易与资源配置存在壁垒。我国绿电资源集中于西北、华北，负荷中心却在东南沿海，形成“逆向分布”格局。在碳排放双控与可再生能源电力消纳责任权重的考核下，部分新能源富余省份存在惜售现象。此外，我国虽已有序推进绿电直连建设，但受制于负荷聚集区资源禀赋和土地资源有限，规模上难以匹配出口企业绿电消费需求。

溯源合规体系与国际标准存在差距。除缺乏小时级溯源机制外，我国尚未建立覆盖直连自发自用、省内绿电交易、省间绿电交易的全国统一电子溯源平台，数据分散于多部门，导致监管核查难度大，电力用户难以获得准确可信的全景绿电消费认证，难以支撑其应对国际绿色贸易壁垒，推高了企业出口合规成本。

与现货市场的衔接机制以及风险对冲体系需进一步完善。我国绿电交易及电-碳核算体系暂未全面与现货市场建立联动。PPA交易双方的绿电波动风险应由现货市场承接，需依据绿电波动幅度、现货市场价格，核算对应的平衡成本，同时应基于平均碳排放因子核算偏差电量碳排放。这一机制将有效激励交易双方通过源荷互动模式实现供需自平衡，例如配套建设储能设施、实施需求侧响应策略等；并且避免碳排放核算出现失真。此外，绿电交易多为短期合约，多年期合约占比低，缺乏价格保险、资产证券化等风险对冲工具，难以匹配绿电项目长周期融资需求，也无法有效对冲价格与出力波动风险。

政策协同与国际对接机制有待提速。我国电力市场改革涉及能源、生态环境、商务等多个部门，当前存在政策碎片化问题，国家-省-市各级绿电消费激励、能耗双控与碳双控衔接规则不统一，企业采购缺乏明确指引。在国际对接层面，我国与欧盟等主要碳排放体系之间的规则对话与互认通道尚未全面落地，绿电项目核证标准、排放因子核算方法与国际不兼容，导致企业在CBAM申报中核算难度大，合规成本高。

构建接轨国际的全国电力

市场体系的核心路径

构建与国际碳排放规则接轨的电力市场体系，需以“满足CBAM合规要求、激活绿电市场活力、保障产业国际竞争力”为核心目标，核心路径是确立绿电交易以PPA为主导的发展模式，推动PPA全面融入全国统一电力市场体系，形成“物理直供+小时级溯源+核证闭环+规则互认”的一体化体系，充分释放PPA的个性化交易优势与绿电对用户的核心价值。

以重构绿电市场交易体系为核心，确立匹配发用两侧关系的PPA为绿电交易的主要模式，实现电价稳定、用户价值提升与国际竞争力提升的三重保障。通过制定全国统一的PPA规则，可进一步规范市场秩序，推动全国统一电力市场规则的标准化进程。重构绿电市场交易体系的关键在于：让PPA成为连接发电侧与用户侧的核心纽带，理顺绿电价值传导逻辑——通过PPA的市场化属性挖掘绿电环境价值、帮助用户对冲碳关税成本。一是将匹配发用关系的绿电PPA全面纳入全国统一电力市场框架，加快制定并推行全国统一的绿电PPA交易规则，涵盖合约核心条款、交易流程、准入退出标准等关键内容，规范差价结算、偏差处理的衔接机制，以PPA规则统一为切入点，带动电力市场交易、计量、结算等全链条规则的标准化。进一步推广基于双边交易的多年期合约（10-20年），赋予市场主体充分的个性化交易自主权，用户可根据自身出口规模、碳关税压力、用电负荷峰谷特性、合规需求，自主选择交易对手、合约期限、定价方式，实现“一户一策”的精准匹配。在年度、月度等短周期；开展基于价格高低匹配撮合的绿电集中交易品种，通过集中竞价市场，形成若干PPA，降低交易成本，提高交易效率。PPA模式的核心优势的关键在于，让绿电形成独立于化石能源的价格体系，将绿电的环境价值精准内化于PPA合约的“环境溢价”部分，避免绿色价值向化石能源电价传导而引发的价格侵蚀，从根本上保障化石能源电价的稳定运行，实现绿电发展与化石能源电价平稳的双向兼顾。此外，以PPA为主导的绿电交易可构建“电能量市场-绿电PPA市场-碳市场”的联动机制，确保绿色价值与化石能源电价的隔离，实现绿色发展与成本控制的协同推进。二是建立适配PPA主导模式的完全市场化定价机制，推行“电能量价+环境溢价+调节成本”三段式定价。电能量价格通过市场出清形成，精准反映真实供需成本；环境溢价锚定国内碳市场价格，让绿电的减排价值合理变现，既保障发电侧收益，也让用户清晰感知绿电的合规价值与环境价值；调节成本是现货市场为PPA提供的偏差服务付出的代价，让PPA自主选择通过现货市场平衡、还是自平衡（配储能、需求侧响应），最终实现电价合理稳定与绿电用户价值的平衡。三是构建全国统一的PPA规则，规范存量/增量绿电项目的市场化分类管理，统一跨省PPA交易的准入标准、计量结算规则、绿证流转要求，彻底打破省间壁垒，以PPA规则统一化推动全国电力市场规则的协同统一，降低用户参与PPA交易的合规成本与交易成本，夯实制造业电价优势，激发绿电消费积极性。

溯源与核证体系升级，适配国际合规要求。一是改造现有绿证系统，搭建全国统一的“绿电+绿证”一体化溯源平台，推行“项目-机组-小时级”精细化计量，实现绿证核发、交易、注销全流程电子化。建立“一电一证一注销”强制机制，交易完成后，绿证同步注销，生成包含发-用电数据、交易凭证、核证报告的“合规包”，适配欧盟CBAM、I-TRACK等国际追溯标准。二是强化数据互通与监管，整合电网调度、交易、计量数据，接入生态环境部门碳核算系统，向CBAM申报系统开放接口，为企业提供申报所需的电网信息，支持实时核查与交叉验证。建立跨部门联合监管机制，统一数据口径与核查标准，杜绝环境效益重复计算。三是优化核证标准，对标欧盟、北美等国际绿色贸易要求，完善绿电项目核证方法，积极推动国内核证机构与国际权威机构互认，提升凭证国际认可度。

跨省跨区资源优化，破解逆向分布瓶颈。一是持续完善跨省交易规则，持续扩大绿电供给，推动以绿电交易方式落实省间新能源优先发电计划。优先支持长三角、珠三角等出口型园区与西北/华北绿电基地签订多年期绿电PPA，保障物理交割与溯源清晰，让用户获取足量绿电，充分发挥PPA的个性化匹配优势。二是强化电网支撑保障，以全国统一PPA规则对电力输送的要求为导向，加快跨省跨区输电通道建设，提升绿电输送能力；优化电网调度机制，研究绿电PPA物理输送证明方式，保障PPA合约履约率，增强用户参与PPA交易的信心，同时推动全国电网绿电调度规则的标准化。

调节能力与风险对冲强化，保障PPA主导的绿电交易稳定运行，提升用户绿电消费体验。一是激励灵活性资源开发，将火电灵活性改造、储能、抽蓄等调节资源全面纳入辅助服务市场，扩大调峰、调频等交易品种覆盖范围，提高灵活性资源投资回报。建立科学的调节成本分摊机制，将绿电波动带来的调节成本按比例纳入绿电价格，由消费方合理承担，平衡发电侧与用户侧利益，保障PPA协议的绿电稳定供应。二是完善PPA配套风险对冲工具，推出绿电PPA价格保险、碳价联动条款等产品，帮助用户对冲电价波动、碳价波动与绿电出力波动风险；鼓励绿电PPA资产证券化，降低项目融资成本，吸引社会资本参与绿电项目建设，扩大PPA市场供给，为用户提供更多个性化交易选择。

国际对接与企业服务完善，提升PPA主导的绿电交易国际认可度，最大化绿电对出口用户的价值。一是推动规则对话与互认，在CBAM细则完善期加强中欧谈判，重点争取我国PPA模式下的绿电溯源标准、核证规则获得欧盟认可，将国内绿证纳入欧盟认可的核证体系。建立中欧绿电核证标准互认试点，探索“一次核证、双方认可”机制，降低用户通过PPA消费绿电后的重复核算成本，让PPA的合规价值在国际市场充分体现。二是构建PPA配套基础支撑体系，建立全国统一的电网排放因子、机组碳足迹动态数据库，定期更新并向国际公示，为PPA模式下绿电实际排放因子核算提供权威依据。搭建CBAM合规申报服务平台，针对性提供PPA合同模板、数据对接、凭证生成、申报辅导等一站式服务，提升用户通过PPA消费绿电后的合规效率。三是强化试点示范引领，在长三角、珠三角等出口型产业集聚区域，开展绿电直连PPA+国际核证示范项目，总结可复制的个性化交易模式与规则经验，逐步向全国推广，让更多用户感知PPA主导的绿电交易价值。四是积极参与国际绿色贸易标准体系制定，通过牵头成立绿色国际组织、国际产业联盟、参与国际绿电交易、碳交易标准制定等方式，推动形成更加公平、包容且能反映发展中国家能源转型现实的国际碳贸易规则，从规则的“被动接受者”转变为“主动引领者”，从根本上保护我国产业的长期竞争力。

实施路径与保障措施

构建与国际碳排放接轨的电力市场体系需循序渐进，分三个阶段稳步推进：短期（2026年中前）完成溯源系统小时级改造，发布CBAM适配型绿电PPA标准合同模板，实现核心合规要素达标；中期（2026年底前）完成市场规则并轨，开展国际互认试点，推动绿电PPA规模化交易；长期（2027年起）实现调节成本全纳入定价，绿电PPA成为主流交易品种，国际互认常态化，形成市场驱动的绿电消费格局。

为保障目标落地，需强化三大保障措施：一是监管协同，建立能源、生态环境、商务、海关等跨部门联合工作机制，统一政策制定、数据监管与执法标准，避免监管碎片化；二是金融支持，对CBAM适配型绿电PPA项目提供低息贷款、融资担保，鼓励金融机构开发绿电PPA资产证券化、绿证质押融资等产品，降低项目融资成本；三是能力建设，加强对市场主体的专题培训，普及国际碳排放规则与绿电PPA交易知识，提升企业合规操作与风险应对能力。

结语

绿电PPA的本质，是通过市场化契约打通“绿电生产- 消费-合规”全链条，推动绿色价值从 “政策补贴驱动”向“市场交易驱动”深度转型。其核心价值在于让新能源脱离化石能源发电市场的价格束缚，构建起“电能量价+环境溢价+调节成本”的独立定价模式。这种模式既让绿电深度赋能用户——既守住制造业电价优势、保障化石能源电价平稳，又能通过对冲出口企业碳关税成本、提升绿色供应链竞争力，助力我国商品稳固全球市场优势；更能充分释放我国新能源、新型储能产业的规模与技术红利，成为衔接能源转型与国际碳规则的核心市场化载体。

随着“十五五”时期我国能源调控由“能耗双控”转向“碳双控”，碳市场价格将持续攀升。绿电PPA模式的核心价值在于：为用户搭建起电力市场、碳市场与新能源市场的动态均衡桥梁——用户可根据自身碳强度目标、减排需求及成本预期，自主选择新能源配置方案，实现碳成本对冲与绿色转型的精准适配，让市场化选择成为企业应对碳约束的主动策略。