中国报告大厅网讯，绿电作为电力供给侧脱碳的核心载体，国内绿电市场分析框架已围绕装机扩张与交易机制形成成熟体系，政策推动下供给与需求两端均呈现明显的结构性变化。
国内绿电供给以风电、光伏为核心增长极，“双碳”目标提出后，风电光伏的并网装机规模进入高速增长通道。国家能源局核定数据显示，2020年底风电光伏合计装机容量为5.3亿千瓦，2025年底累计并网装机达到18.4亿千瓦，累计装机规模达到2020年底的3.4倍。“十四五”时期规划的“沙戈荒”大型风电光伏基地，截至2025年底新增装机超过1.3亿千瓦，提前完成规划目标的九成以上。
从结构上看，光伏已经成为风电光伏增量的核心，2024年前三季度，全国光伏新增并网2.4亿千瓦，截至9月底，全国光伏发电装机容量达11.25亿千瓦，前三季度全国光伏累计发电量9163亿千瓦时，全国光伏发电利用率94.7%，较早年提升超过5个百分点，消纳问题得到明显缓解。
区域层面，截至2024年6月底，山东累计并网光伏发电装机容量9118.4万千瓦，其中分布式光伏电站累计并网容量5929.1万千瓦，是全国光伏装机规模最大的省份，这与山东工业用电需求旺盛、分布式光伏整县推进政策落地效果好直接相关，大量工业企业自发自用绿电，既降低了用电成本，也满足了出口产品的碳足迹要求。进一步拆解，分布式光伏的快速增长，也得益于户用光伏补贴政策的退出和市场化交易机制的完善，居民和工业企业安装光伏的积极性从补贴收益转向自发自用节省电费，市场增长的内生动力逐步增强。
水电是国内绿电供给的稳定基荷电源，不同于风电光伏的间歇性，水电的调节性使其成为电网系统中平衡新能源出力波动的核心支撑。国家能源局数据显示，2025年全年水电新增装机容量达到1215万千瓦，新增装机主要集中在西南金沙江、澜沧江流域，多个大型梯级电站在2025年完成全部机组并网。
近年来，水电开发逐步转向流域滚动开发和存量电站增容改造，新增装机规模保持相对稳定，年均新增装机维持在1000万千瓦至1500万千瓦区间，没有出现大幅波动。不同于风光开发的政策补贴驱动，水电项目的投资回报主要依赖电价和发电量，近年来随着西电东送通道利用率提升，西南水电的外送消纳问题得到解决，多个存量电站利用汛期超额发电量增发电量，年均利用小时数保持在3500小时以上，高于风电光伏的平均利用小时数。
抽水蓄能作为特殊的水电品类，近年来装机增速明显加快，但抽水蓄能更多承担系统调节功能，不算入传统水电发电装机的统计口径，其对绿电系统的价值更多体现在消纳侧，而非供给侧。国内大型水电开发已经进入后期，优质开发资源逐步减少，后续新增装机规模会逐步回落，水电在绿电供给中的占比会逐步下降，但其基荷调节的功能仍不可替代，短期内没有其他电源能够完全替代水电的调节作用。
绿电供给的高速扩张带动上游设备制造产业发展，中国已经成为全球最大的绿电设备制造基地，核心环节的产能和产量都占据绝对主导地位。中国光伏业协会数据显示，2024年国内光伏制造各核心环节的全球产量占比均超过90%，不同环节因为技术成熟度和产能扩张节奏的差异，占比略有不同。光伏产业链分为多晶硅原料、硅片加工、电池片生产三个核心环节，国内产能在过去十年完成了对全球产能的替代，早期多晶硅生产核心技术被海外企业垄断，国内企业通过技术突破和产能扩张逐步完成进口替代，当前所有核心环节的全球产量占比均超过九成。不同环节的占比差异源于产能扩张的先后顺序，硅片环节国内企业最早完成全产业链布局，技术优势明显，因此占比最高。
| 环节 | 全球产量占比（%） |
|---|---|
| 多晶硅 | 93.2 |
| 硅片 | 96.6 |
| 电池片 | 92.3 |
这一占比结构反映出国内光伏制造产业的竞争优势，硅片环节作为资本和技术密集型环节，国内企业在金刚线切割、大尺寸硅片等技术路线上提前布局，形成了难以替代的规模优势和成本优势。多晶硅环节因为前期投入大、技术壁垒高，国内企业完成替代的时间稍晚，当前产能仍在逐步释放，占比略低于硅片环节。
绿电的经济性是其能够替代传统化石能源发电的核心基础，过去十五年，全球绿电技术进步带动度电成本持续下降，国际能源署数据显示，2010年至2024年，全球光伏平均度电成本降低了约90%，陆上风电的平均度电成本降低了约70%。
成本下降的核心动力来自技术进步和规模效应，光伏领域，晶硅电池转换效率从2010年的15%左右提升到2024年的26%左右，N型TOPCon、HJT等新技术逐步规模化应用，单位装机的硅料消耗量持续下降，规模效应带动制造环节的单位固定成本大幅降低。风电领域，单机容量从早年的1MW左右提升到当前的5MW-10MW，海上风电单机容量甚至达到18MW，更大的单机容量提升了风能利用率，降低了单位千瓦的造价和运维成本。
国内绿电度电成本已经降至0.3元/千瓦时以下，部分光照资源好、投资成本低的分布式光伏项目度电成本甚至低于0.25元/千瓦时，已经低于国内大部分地区的火电脱硫脱硝电价，具备了无补贴平价上网的经济性。这意味着，绿电的市场竞争力已经从政策驱动转向市场驱动，即使没有补贴，投资绿电项目也能够获得合理的投资回报，吸引了大量社会资本进入绿电开发领域。
上游原材料价格波动会对度电成本产生阶段性影响，2021年多晶硅价格上涨曾推高光伏度电成本约15%，随着多晶硅产能释放，价格回落，度电成本回到下降通道，成本下降的长期趋势没有改变。不排除未来新技术突破会进一步带动度电成本下降，当前PERC电池接近理论效率极限，N型电池的效率提升空间仍在挖掘，叠层电池技术尚在研发阶段，后续成本下降的速度取决于新技术的规模化应用进度，这仍有待观察。
绿电交易机制是打通绿电供给与需求的核心通道，近年来国内电力交易中心逐步完善绿电交易规则，扩大交易规模，满足终端用户购买绿电、消纳绿电的需求，不同省份因为能源结构和用户需求的差异，交易规模增长速度不同。选取天津和广西两个典型省份，两地2022年以来的绿电交易电量都呈现高速增长态势，天津作为工业大城市，高耗能企业出口需要满足海外采购商的碳足迹要求，对绿电的需求旺盛，广西风光资源丰富，本地风电光伏装机增长快，绿电供给充足，交易规模增长也很快。
国内绿电交易从2021年启动试点，2022年之后逐步在全国推开，各省份交易规模逐年提升，核心增长动力来自终端用户的绿电消费需求，尤其是出口制造业、数据中心等高碳敏感行业，对绿电的采购需求快速提升。天津和广西作为需求端和供给端的典型代表，交易规模的增长路径具有代表性，天津依托旺盛的终端需求拉动交易增长，广西依托充足的绿电供给带动交易规模扩张。
| 区域 | 2022年 | 2023年 | 2024年 | 2025年 |
|---|---|---|---|---|
| 天津 | 0.78 | 18.3 | 72.89 | 177.18 |
| 广西 | - | - | 70.8 | 162.44 |
两地交易规模都实现了翻倍增长，天津四年间交易电量增长超过220倍，广西一年间交易电量增长超过120%，增长速度远超行业平均水平。供给端和需求端的双向拉动，是绿电交易规模快速增长的核心动力，单一供给或单一需求都难以支撑交易规模的持续扩张。
广西2025年累计开展绿电交易66批次，交易平均价格较上年下降29.9%，价格下降一方面因为绿电供给增加，另一方面因为交易机制完善，中间环节减少，降低了交易成本。价格下降进一步刺激了终端用户的需求，形成了供给增长带动价格下降，价格下降拉动需求增长的正向循环。广西作为南方电网覆盖的新能源装机大省，后续绿电交易规模仍有增长空间，跨区外送的比例也会逐步提升。当前国内绿电交易的核证机制已经逐步完善，用户采购绿电可以获得绿色电力证书，对应碳排放权益，能够满足企业碳披露、碳减排的需求，这也是刺激需求增长的核心因素之一。
跨区绿电交易是实现绿电资源优化配置的核心方式，国内绿电资源主要集中在西北、西南地区，而绿电需求主要集中在华东、华南等沿海经济发达地区，因此需要通过跨区交易将西南西北的绿电输送到东部负荷中心。2024年3月，广西、云南至华东上海、江苏、浙江、福建的跨区绿电交易完成，此次交易电量达到3.14亿千瓦时，全部为绿电，其中风电占90%，光伏发电占10%，来自广西、云南的100余家风电和光伏电站达成交易。
跨区绿电交易的开展，既解决了西南地区新能源装机增长快、本地消纳能力不足的问题，也满足了华东地区终端用户的绿电采购需求，实现了资源的优化配置。不同于省内绿电交易，跨区绿电交易需要依托特高压输电通道，交易流程涉及南北两个电力交易中心，以及送端和受端的电网企业，协调复杂度更高，近年来随着全国统一电力市场建设推进，跨区绿电交易的流程逐步简化，交易频率和交易规模都逐步提升。当前跨区绿电交易的规模仍然较小，占全国绿电交易总量的比例不足5%，主要原因是输电通道的容量有限，跨区交易的输配电价较高，推高了绿电的采购成本，降低了终端用户的需求。不排除未来随着特高压通道建设加快，跨区交易机制进一步完善，跨区绿电交易规模会出现明显增长，这仍有待观察。部分省份已经开展了跨区绿电交易的价格补贴试点，对跨区采购绿电的用户给予一定的补贴，降低采购成本，试点效果会影响后续政策的推广。
绿电直连是指绿电发电项目直接向终端用电企业供电，不经过电网的趸售环节，能够降低终端用户的用电成本，提升绿电消纳效率，是当前国内推广的新型绿电消纳模式。国家能源局数据显示，截至2024年2月，全国累计审批绿电直连项目84个，涉及新能源总装机规模3259万千瓦，项目覆盖绿电园区、离网型制氢制醇、数据中心等多个应用场景。
不同区域的项目规模差异较大，黑龙江齐齐哈尔市的离网型制氢制醇绿电直连项目，配套新能源规模120万千瓦，是当前规模最大的单体绿电直连项目，山西大同市绿电园区项目就近接入新能源规模52万千瓦，内蒙古乌兰察布数据中心绿电直连项目，配套新能源规模34.5万千瓦，新能源年自发自用电量达到8.5亿千瓦时，能够满足数据中心近七成的用电需求。
绿电直连模式的核心优势在于，发电侧和用户侧直接对接，省去了中间环节的加价，终端用户获得绿电的成本比从电网采购更低，同时发电企业也能够获得更高的上网电价，实现了双赢。对于高耗能的化工、钢铁企业，以及对碳排放敏感的数据中心企业，绿电直连模式能够帮助企业降低碳排放强度，满足碳披露要求，因此受到市场的欢迎。当前绿电直连模式仍然处于试点阶段，项目审批流程、交易规则、并网标准等都还在完善过程中，不同省份的政策支持力度差异较大，整体市场规模仍然较小，推广速度取决于后续全国统一规则的出台。部分绿电直连项目依托本地丰富的新能源资源，为高耗能项目落地提供了碳排放指标支撑，部分地区出现了借绿电直连名义违规审批高耗能项目的情况，监管部门已经出台相关政策规范，后续行业发展会逐步走向规范化。绿电直连模式的推广，会进一步拉动终端绿电消费需求，带动绿电交易规模增长，也会促进新能源装机的进一步扩张，形成产业发展的良性循环。
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