中国报告大厅网讯，绿电是以可再生能源为一次能源转换而来的电力产品，是中国能源转型的核心方向，其发展趋势直接影响双碳目标的推进节奏，也决定了国内能源产业的整体竞争格局。近年来，在政策推动与市场需求拉动下，绿电供给规模快速扩张，市场化交易机制不断完善，产业链整体竞争力持续提升。当前国内绿电产业已经从政策补贴驱动转向市场驱动，产业发展进入新的阶段。
一、绿电供给端发展现状
1.1 核心装机规模变化
1.1.1 全国风光水电装机增长
国家能源局核定数据显示，截至2025年底，中国风电、太阳能发电累计并网装机达到18.4亿千瓦，这一规模由2020年的5.3亿千瓦增长而来，累计装机规模达到2020年底的3.4倍，复合年均增长率超过25%。水电作为传统调节性绿电源，2025年全年新增装机1215万千瓦，新增规模保持稳定。“十四五”时期，国内“沙戈荒”大型风电光伏基地开发推进顺利，截至2025年底，新增装机超过1.3亿千瓦，完成了规划目标的九成以上，为绿电供给增长提供了核心支撑。
进一步拆解增长结构，光伏是绿电增量的核心来源，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%，利用率保持在较高水平，说明国内绿电消纳体系能够适配快速增长的装机规模，弃风弃光率持续控制在合理区间。水电作为可调节绿电，在电网调峰、保障电力系统稳定方面发挥着不可替代的作用，近年新增装机虽然远低于风电光伏，但存量规模仍然占据绿电总量的近三成，是电力系统安全运行的重要支撑。从现有数据观察，绿电供给端的增长已经形成了风电光伏为核心增量、水电为调节支撑的稳定结构，增长的可持续性较强。
1.1.2 重点区域装机分布
中国绿电装机的区域分布呈现资源禀赋主导、政策加持放大的特征，风光资源富集的“三北”地区是集中式绿电装机的核心承载区，中东部制造业大省依托终端用电需求带动分布式光伏装机快速增长。不同类型的绿电项目在区域布局上差异明显，大型风电光伏基地集中在西北、华北北部和东北西部的闲置土地资源区，绿电直连就地消纳项目则靠近高耗能产业聚集区，匹配终端用电需求。目前公开的省级及市级层面的核定装机数据覆盖多个典型项目与区域，能够反映当前绿电布局的基本特征。东部沿海省份因为产业集群密集，用电需求大，企业减排意愿强，分布式光伏开发进度领先，其中山东作为国内制造业大省，光伏装机规模长期位居全国前列，其装机结构也代表了东部省份的典型特征。
| 区域 | 项目类型 | 装机容量 |
|---|---|---|
| 山东全省 | 累计光伏发电 | 9118.4 |
| 山东全省 | 累计分布式光伏 | 5929.1 |
| 黑龙江齐齐哈尔 | 离网型制氢制醇绿电直连 | 120 |
| 山西大同 | 绿电园区就近接入新能源 | 52 |
| 内蒙古乌兰察布 | 数据中心绿电直连 | 34.5 |
从数据来看，山东作为东部沿海制造业大省，累计光伏装机规模突破9000万千瓦，其中分布式光伏占比超过65%，反映出终端市场对分布式绿电的接纳程度较高，依托工商屋顶资源开发的模式已经成熟。三北地区的绿电项目则更多绑定高耗能就地消纳项目，规模从数万千瓦到上百万千瓦不等，匹配不同类型产业的用电需求，整体布局符合资源与需求匹配的逻辑，没有出现明显的错配问题。
1.2 产业链成本与制造格局
1.2.1 核心环节度电成本变化
国际能源署公开数据显示，2010年到2024年，全球光伏平均度电成本降低了约90%，陆上风电平均度电成本降低了约70%，度电成本的快速下降是绿电能够大规模替代化石能源的核心基础，也是绿电产业能够脱离补贴实现市场化发展的核心前提。成本下降的核心动力来自两个方面，一方面是技术迭代带来的效率提升，光伏领域从PERC电池到TOPCon技术再到异质结电池的迭代，电池转换效率从不足20%提升到超过26%，单位面积的发电量持续提高，摊薄了单位发电量的投资成本；陆上风电领域，单机容量从早期的1MW提升到当前的10MW以上，叶片长度增加带来扫风面积提升，单位千瓦发电量提高，同样摊薄了度电成本。
另一方面，规模效应带来的制造环节成本下降，随着绿电装机规模的持续扩张，上游设备制造环节的产能持续扩张，生产工艺不断成熟，单位制造成本持续下降，进一步拉动了下游电站建设成本的下行。在中国市场，依托完整的产业链配套，绿电度电成本下降速度快于全球平均水平，截至2024年底，国内大部分地区的新建光伏风电项目度电成本已经低于当地燃煤发电标杆上网电价，具备了无补贴平价上网的竞争力，这也进一步刺激了市场主体的投资意愿，形成了成本下降带动装机增长，装机增长带来规模效应进一步推动成本下降的正向循环。近两年来产业链部分环节的产能过剩导致价格竞争加剧，进一步拉低了下游电站的建设成本，这一趋势对绿电装机增长的影响仍有待观察。
1.2.2 光伏制造全球占比
全球光伏制造业的产业链分工格局在过去十年发生了巨大变化，中国依托成本优势、市场优势和产业配套能力，逐步占据了全球光伏制造的绝大部分产能，不同环节的产能占比持续提升。早期全球光伏产能分散在欧洲、美国、日本等发达经济体，中国凭借制造业配套能力，加上国内光伏市场的启动，逐步吸引产能向中国转移，经过近二十年的发展，已经形成了全产业链的自主可控能力，核心环节的产能占比均超过90%，不仅满足国内绿电开发的需求，还大量出口海外，为全球绿电转型提供了装备支撑。2024年的全产业链产能占比数据进一步巩固了这一格局，没有出现大规模的产能转移，核心原因在于中国产业链的集群效应带来的成本优势，单个环节外移无法改变整体成本结构，所以整体格局保持稳定。
| 环节 | 全球产量占比（%） |
|---|---|
| 多晶硅 | 93.2 |
| 硅片 | 96.6 |
| 电池片 | 92.3 |
三个核心制造环节的全球占比均超过90%，体现了中国光伏制造业极强的全球竞争力，硅片环节的占比最高，反映出中国在硅片切割环节的技术与规模优势最为突出，多晶硅和电池片环节的占比略低，但也维持在90%以上，整体产业结构非常稳固。这一格局为国内绿电开发提供了低成本的装备保障，也支撑了中国绿电产业的快速扩张，产业竞争优势短期内难以被替代。
二、绿电交易市场发展态势
2.1 跨区域与本地交易规模
2.1.1 重点省份年度交易电量
绿电交易是实现绿电环境价值，拉动绿电消纳的核心市场化机制，国内多个省份已经建立了常态化的绿电交易机制，年度交易规模逐年增长，反映出市场主体对绿电的需求不断提升。天津和广西作为南北两个不同类型的电力市场，公开了连续多年的绿电交易电量数据，能够反映国内绿电交易规模的增长趋势。广西拥有丰富的水电和风电光伏资源，是绿电输出省份，天津是受端负荷中心，本地绿电资源有限，需要依托跨区输入满足需求，但两者的交易规模增长趋势一致，都保持了高速增长。
企业采购绿电的核心动力来自于出口产品的碳足迹要求，以及国内双碳目标下企业自身的减排承诺，高耗能出口企业对绿电的需求增长最快，带动了整体交易规模的扩张。近年来越来越多的中小型企业也开始参与绿电交易，进一步扩大了市场规模，绿电交易的参与主体从少数大型企业向全行业覆盖，市场活跃度持续提升。
| 年份 | 交易电量 |
|---|---|
| 2022 | 0.78 |
| 2023 | 18.3 |
| 2024 | 72.89 |
| 2025 | 177.18 |
天津绿电交易规模从2022年的不到1亿千瓦时，增长到2025年的超过170亿千瓦时，三年时间增长超过200倍，增长速度远超市场预期，反映出发达地区负荷中心的绿电需求爆发式增长，也体现出绿电交易机制的认可度不断提升。广西的交易规模从2024年的70.8亿千瓦时增长到2025年的162.44亿千瓦时，同样实现翻倍增长，符合全国市场的整体增长趋势。
2.1.2 跨区绿电交易结构
中国绿电资源与需求的逆向分布，决定了跨区绿电交易是实现资源优化配置的重要方式，西南地区的水电、风电和西北的光伏风电，通过特高压通道输送到东部负荷中心，实现了绿电的大范围消纳。2024年完成的广西云南至华东跨区绿电交易，是典型的跨区市场化交易项目，交易结构清晰，能够反映当前跨区绿电交易的产品结构特征。此次交易共有来自广西、云南的100余家电站参与，交易电量全部为绿电，进一步满足了华东地区企业对绿电的需求，也为跨区绿电交易的常态化开展积累了经验。
跨区绿电交易的价格通常低于本地采购绿电的价格，对需求侧企业有较强的吸引力，同时也能够提升输出省份的绿电消纳能力，减少弃风弃光，实现供需两端的双赢。近年来国家层面不断推动跨区电力交易机制的完善，鼓励绿电参与跨区交易，所以交易规模和频次都在不断提升，跨区交易占整体绿电交易的比例持续提高。
| 品类 | 占比（%） |
|---|---|
| 总绿电占比 | 100 |
| 风电占总电量 | 90 |
| 光伏发电占总电量 | 10 |
此次跨区交易全部电量为绿电，风电占比达到九成，光伏发电占一成，结构符合西南地区可再生能源的资源结构，广西云南的风电开发近年来增长较快，存量规模较大，所以在跨区交易中占比更高，光伏发电则作为补充，整体结构匹配输出端的资源禀赋。这一交易也证明了跨区绿电交易能够灵活匹配供需两端的需求，未来会成为国内绿电交易的重要组成部分。
2.2 创新消纳模式进展
2.2.1 绿电直连项目推进情况
绿电直连是指绿电发电项目直接向终端用电企业供电，减少了中间输配环节，降低了用电成本，同时能够保障终端企业的绿电消纳认证，满足企业的减排需求，是近年来新兴的绿电消纳创新模式。这种模式既可以解决离网绿电的消纳问题，也可以降低电网接入的中间成本，提升绿电对终端企业的吸引力。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，覆盖了数据中心、化工、冶金、制氢等多个高耗能行业，这些行业对绿电的需求较大，而且用电负荷稳定，适合开展绿电直连模式。
不同区域的项目规模差异较大，内蒙古乌兰察布的数据中心绿电直连项目，配套新能源装机34.5万千瓦，年自发自用电量达到8.5亿千瓦时，能够满足数据中心大部分的用电需求，同时降低了数据中心的用电碳排放，符合数字产业减排的要求。黑龙江齐齐哈尔的离网型制氢制醇绿电直连项目，新能源规模达到120万千瓦，依托当地丰富的风光资源，生产绿氢绿醇，实现了绿电的跨品类消纳，解决了离网绿电无法上网的问题，拓展了绿电的应用场景。山西大同的绿电园区项目，就近接入52万千瓦新能源，为园区内的多个企业供应绿电，实现了园区内绿电的就近消纳，降低了输配电成本。这些不同类型的项目验证了绿电直连模式的可行性，未来会有更多项目落地，创新消纳模式占比会逐步提升。
2.2.2 绿电价格变化特征
广西电力交易中心数据显示，2025年截至11月底，广西累计开展绿电交易66批次，绿电交易平均价格同比下降29.9%，这一价格变化反映了国内绿电市场供需关系的变化。价格下降的核心原因来自于供给端绿电装机规模的快速增长，绿电供给量大幅提升，而需求端的增长速度跟不上供给扩张的速度，所以带来价格的下行。另一方面，绿电的环境溢价逐步回归理性，早期绿电交易的环境溢价较高，随着绿电认证体系的完善，以及市场参与者的增加，溢价逐步下降，带动了平均价格的下行。
不同交易品种的价格差异较大，年度长协交易的价格更低，波动更小，现货交易的价格波动更大，受自然条件影响明显。不同省份的价格差异也比较明显，资源富集省份的绿电价格普遍低于负荷中心省份，跨区交易的价格普遍低于本地交易价格。价格下降能够进一步刺激需求端的绿电采购需求，带动交易规模的进一步增长，但也会对绿电发电项目的收益率产生一定影响，部分依赖高环境溢价的项目收益会有所下降，这一影响的后续走势仍有待观察。国内绿电交易市场目前仍处于发展初期，价格形成机制还在不断完善，未来价格会逐步走向平稳，形成反映供需关系的合理价格水平。
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核心洞察：
- 国内风电光伏累计装机五年增长2.4倍，供给端支撑充足，增长节奏符合规划预期
- 中国光伏核心制造环节全球占比均超90%，成本优势持续推动绿电度电成本下行
- 国内绿电交易规模三年增长超200倍，市场化消纳机制逐步成熟
