一键生成知识图谱6 分钟理解报告 · 解读 1813 字 · 9 张图 · 24 个数据点
这份由九思行研发布的《2026年中国绿电运营行业发展研究报告》，系统梳理了绿电运营从"政策哺育"迈向"市场生存"的关键转折。当风光装机历史性超越火电、全面入市终结固定电价时代，企业真正要回答的是：靠什么能力把每一度绿电卖出价值？报告围绕政策脉络、市场规模、商业模式、竞争格局、核心痛点与"十五五"趋势展开分析，对每一位绿电从业者而言，既是行业体检，也是转型路线图。
核心判断
- 截至2026年4月底，全国风电光伏累计并网装机达19.11亿千瓦，占电力总装机近半。
- 136号文推动新能源全面入市，行业正式告别固定电价，进入市场化交易新阶段。
- 2025年弃风弃光电量合计2518亿千瓦时，消纳压力从行业关注变为运营风险。
- 绿证价格从2023年的0.72元/个涨至2025年的5.57元/个，绿色溢价加速货币化。
- 算电协同写入2026年《政府工作报告》，绿电直连、虚拟电厂打开新业态空间。
脱水解读
装机超火电之后，绿电运营的内涵变了
报告开篇给出一个标志性事实：截至2025年底，全国风电、太阳能发电累计并网装机达18.4亿千瓦，历史性超过火电，占全国电力总装机的47.3%。2025年可再生能源发电量3.99万亿千瓦时，占全社会用电量的38.5%，"每10度电有近4度来自可再生能源"。
装机量的跨越意味着运营逻辑被重写。报告把绿电运营从狭义"电站运维"延伸到电力市场交易、绿证管理、碳资产管理、综合能源服务等全价值链。用报告里的话说，过去运营商关心"发了多少电"，现在更关心"每一度电卖出了什么价钱、带来了什么价值"。
这一判断奠定了全篇的基调：绿电运营已从发电端的配角，成长为系统运行的主角。
三重政策主线：放开、疏导、创新
2025至2026年政策出台密度罕见，报告将其归结为三个相互关联的目标。"放开"以136号文为总开关，推动新能源上网电量全面进入电力市场、电价由市场交易形成；配套的"新能源可持续发展价格结算机制"通过差价结算平滑波动，但报告称其本质是"缓冲垫"而非"安全网"。
"疏导"以1360号文为代表，提出到2030年建成协同高效的多层次新能源消纳调控体系，满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源的合理消纳需求。"创新"则体现在650号文、688号文与357号文上——绿电直连从"一对一"走向"一对多"，虚拟电厂获得首份国家级专项政策，明确2027年调节能力目标2000万千瓦以上。
这三条主线共同决定了行业未来的竞争规则和生存法则，报告提醒，理解主线比记住条文更重要。
市场三角：电力、绿证、碳市场协同
报告用一组数据勾勒出价值实现的"三角架构"：2025年全国电力市场化交易电量6.64万亿千瓦时，占全社会用电量的64%；绿证交易9.30亿个，同比增长1.08倍；全国碳市场配额全年成交2.35亿吨，交易均价62.36元/吨。三者分别对应电能量价值、绿色环境价值和碳排放价值。
但协同仍有障碍。报告指出，目前绿证交易尚不能直接抵扣企业碳排放配额，绿证的"环境价值"与碳市场的"减排价值"之间缺乏价格传导机制；国际上，欧盟CBAM不认可单独购买绿证的减排效力，仅认可绿电物理直连与直接购电协议（PPA）。这意味着有出口需求的企业，光买绿证不够用。
对运营商而言，能否在三个市场中同时"卖好电、卖好证、管好碳资产"，正成为长期竞争力的分水岭。
商业模式：从电力生产商到资源聚合商
报告把商业模式演进拆成五个阶段：电力生产商、电力交易商、算电协同、绿电直连、虚拟电厂。传统模式靠"投资建设—发电上网—电费收入"，运营商比拼的是拿项目和建设成本，本质是"速度竞赛"和"成本竞赛"。
进阶模式的核心是交易能力。报告提出三项具体能力：价格预测、合约优化、风险对冲。绿电直连的经济性则来自"省中间环节的钱"，江苏、浙江、山东、广东110kV用户按测算可节省度电中间环节电费0.09至0.13元/kWh，沿海省份光伏项目资本金回报率可达9%左右。
虚拟电厂的经济账更直观：若通过建煤电机组满足5%峰值负荷需求，电厂及配套电网投资约4000亿元；建虚拟电厂，建设、运维和激励资金仅需400至570亿元。行业竞争壁垒正从"一次性"的资源获取，转向"持续性"的运营能力。
竞争格局：央企主导，效益竞赛开启
行业竞争格局被概括为"央企主导、国企跟进、民企补充"的三明治结构。2025年上半年，"五大六小"及地方国企贡献超80%的新增装机；北极星统计的34家上市公司中，央国企新增装机超35GW，占比84%。华电新能以超97GW风光装机居首，2026年一季度突破1亿千瓦。
但规模扩张不再自动带来利润。报告援引数据："五大六小"旗下20家上市平台中，15家营收下滑，占比75%；超半数企业净利润下滑，营收破千亿的四家企业均以火电为核心业务。华电新能2025年营收增长14.76%，归母净利润却下降17.76%；龙源电力营收下降18.60%，净利润下降28.78%。
纯新能源平台的普遍承压，正在验证这一判断。
核心痛点：消纳与电价的双重挤压
报告把挑战集中在"量增价跌"四个字上。消纳端，2025年全国风电利用率94.3%、光伏利用率94.8%，同比分别下降1.6和2.0个百分点，全年弃风弃光电量高达2518亿千瓦时，相当于一个中等省份全年用电量。区域分化明显，2026年一季度西藏光伏利用率63.8%、青海76.8%，而上海、福建、重庆风光利用率达100%。
电价端，全面入市后价格中枢明显下移。山东2025年首次机制电价竞价中，光伏中标价0.225元/千瓦时；宁夏光伏探底至0.18元，新疆低至0.15元。企业财报印证了冲击——华润新能源2023至2025年风光装机增长64%，归母净利润却从82.8亿元跌至61.02亿元。
消纳问题已经从"行业关注"变成了"真金白银"的运营风险。
十五五展望：绿电与新业态融合
报告把未来趋势落到三个方向。新业态融合上，截至2026年4月全国已有99个绿电直连项目完成审批，对应新能源装机3405万千瓦；算力中心用电量预计从2025年的1960亿千瓦时增长至2030年的超过7000亿千瓦时，算电协同从概念走向落地，数据中心已首次通过虚拟电厂参与现货交易。
绿色价值多元化上，CBAM于2026年1月1日进入实施期，RE100在2025年3月由"有条件认可"改为"无条件认可"中国绿证，绿证海外需求空间扩大。数字化方面，虚拟电厂从1685万千瓦的现有调节能力向2030年5000万千瓦目标迈进，全国虚拟电厂市场规模约100亿元。
"十五五"规划纲要明确非化石能源消费比重2030年达25%，较"十四五"末的21.7%提升3.3个百分点。绿电运营正从"规模扩张"转向"价值创造"。
图说解读
装机结构：风光已占近半
截至2025年底，全国电力总装机38.9亿千瓦，其中太阳能发电12.0亿千瓦、风电6.4亿千瓦，风光合计18.4亿千瓦，占比47.3%，可再生能源合计23.4亿千瓦、占比60%。
这意味着绿电运营的"资产池"已接近全国电力装机的一半，行业基本盘空前稳固，也为后续消纳与交易能力提出更高要求。
碳通通三市场协同的规模对照
电力市场、绿证市场与碳市场构成了绿电价值实现的"三角架构"。电力市场是底座，2025年交易电量6.64万亿千瓦时，占全社会用电量64%；绿证市场提供绿色溢价的独立定价渠道；碳市场则通过配额约束形成驱动绿电消费的外部压力。
报告也指出协同障碍：绿证尚不能直接抵扣碳排放配额，碳价与绿证价之间缺乏传导机制。这恰恰是下一步政策突破的方向。
碳通通核心政策文件的出台节奏
政策出台的密度在电力行业历史上并不多见，一条清晰的改革主线贯穿其中：136号文"放开"市场，1360号文"疏导"消纳，650号文、688号文、357号文"创新"模式。
688号文将绿电直连从"单一用户"拓展至"多用户"，并优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业。报告的判断是，理解这条逻辑主线比记住每份文件条文更重要。
碳通通绿证价格的三年跃升
报告给出了绿证价格的两组关键数据。一组是时间趋势：绿证均价从2023年及以前的0.72元/个，涨至2024年的2.12元/个、2025年的5.57元/个，2026年一季度为5.13元/个。另一组是分年份梯度：2024年电量绿证均价1.51元/个，2025年电量5.71元/个，2026年电量7.76元/个，新旧绿证价差超过5倍。
这一梯度源于绿证有效期2年的制度设计——越新的证书对买家越有用，可用于当年ESG申报、RE100认证和CBAM合规。绿证市场的价格发现功能和价值分层机制正在逐步成熟。
碳通通利用率下滑与弃电规模
利用率数据清晰勾勒出消纳压力。2025年全国风电利用率94.3%、光伏94.8%，较2024年分别下降1.6和2.0个百分点；进入2026年一季度，风电利用率进一步降至91.4%，光伏降至90.6%，同比继续下滑。
2025年弃风率5.7%、弃光率5.2%，全年弃风弃光电量合计2518亿千瓦时。报告称，这一规模相当于一个中等省份全年用电量的绿色电力被白白浪费，直接转化为发电企业的收入缺口。
碳通通区域消纳的两极分化
消纳压力并非均匀分布。2026年一季度，上海、福建、重庆三地风光利用率均达100%，山东风电利用率96.6%领跑；而西藏风电利用率67.1%、光伏63.8%，青海光伏利用率76.8%，甘肃光伏82.5%。
报告将这一格局概括为"负荷中心全额消纳、资源基地严重受限"，折射出我国能源资源与电力负荷逆向分布的结构性矛盾——优质风光资源集中在西部北部，主要电力消费中心却在东部南部。
碳通通纯新能源平台的利润承压
电价下行的冲击已经反映在财务报表中。2025年，华电新能营收增长14.76%但归母净利润下降17.76%，"增收不增利"矛盾突出；龙源电力归母净利润下降28.78%；三峡能源下降39.20%；电投绿能下滑53.17%。
多家上市公司在财报中明确表示，市场化交易带来的电价下行是企业营收、利润受限的首要原因。报告称，2025年"五大六小"旗下20家上市平台中有15家营收下滑，占比达75%。
碳通通商业模式的能力迁移
报告用一组对照描述了竞争焦点的迁移。传统阶段核心竞争力是资源获取和项目建设，成败关键在于拿到项目核准和并网条件；现阶段核心竞争力转向电力交易和数字化运营，成败关键在于市场研判、价格预测和风险对冲。
收入结构也随之改变——从单一电费收入，变为"电费+交易价差+绿证+服务费"的多元组合。这意味着即使装机规模不增长，通过优化运营和服务创新，运营商仍可实现收入增长。
碳通通虚拟电厂的调节能力目标
截至2025年底，全国虚拟电厂项目已达470个，同比增加近两百家，经测试的最大调节能力1685万千瓦，同比增长约70%，目前市场规模约100亿元。357号文明确，到2027年调节能力达到2000万千瓦以上，到2030年达到5000万千瓦以上。
报告测算，若通过建煤电机组满足5%峰值负荷需求，电厂及配套电网投资约4000亿元；若建虚拟电厂，建设、运维和激励资金仅需400至570亿元。从1685万千瓦到5000万千瓦，中间还有超过3300万千瓦的增长空间。
碳通通数据解读
| 指标 | 数值 | 单位 | 出处 |
|---|---|---|---|
| 全国累计发电装机（2025年底） | 38.9 | 亿千瓦 | 第三章3.1.1 |
| 风电、太阳能累计并网装机（2025年底） | 18.4 | 亿千瓦 | 第三章3.1.1 |
| 可再生能源总装机（2025年底） | 23.37 | 亿千瓦 | 第三章3.1.1 |
| 可再生能源发电量（2025年） | 3.99 | 万亿千瓦时 | 第三章3.1.2 |
| 风电光伏累计并网装机（2026年4月底） | 19.11 | 亿千瓦 | 第三章3.1.1 |
| 风电利用率（2025年） | 94.3 | % | 第六章6.1.1 |
| 光伏利用率（2025年） | 94.8 | % | 第六章6.1.1 |
| 弃风弃光电量（2025年） | 2518 | 亿千瓦时 | 第六章6.1.3 |
电源侧数据呈现出典型的"量增"特征：总装机38.9亿千瓦，风光并网18.4亿千瓦、占比47.3%，可再生能源总装机23.37亿千瓦、约占60%；2025年可再生能源发电量3.99万亿千瓦时，同比增长15%。 但利用率同步下行。2025年风电利用率94.3%、光伏94.8%，同比分别下降1.6和2.0个百分点，全年弃风弃光电量2518亿千瓦时。报告特别指出，2025年全国新增可再生能源发电量5193亿千瓦时已覆盖全社会用电增量5161亿千瓦时，全部用电增量由清洁能源满足。
| 指标 | 数值 | 单位 | 出处 |
|---|---|---|---|
| 电力市场交易电量（2025年） | 6.64 | 万亿千瓦时 | 第二章2.2.3 |
| 绿电交易电量（2025年） | 3285 | 亿千瓦时 | 第三章3.2.2 |
| 绿证核发量（2025年） | 29.47 | 亿个 | 第三章3.2.3 |
| 绿证交易量（2025年） | 9.30 | 亿个 | 第三章3.2.3 |
| 绿证均价（2026年一季度） | 5.13 | 元/个 | 第三章3.2.3 |
| 2026年电量绿证均价 | 7.76 | 元/个 | 第三章3.2.3 |
| 碳配额成交量（2025年） | 2.35 | 亿吨 | 第二章2.2.3 |
| 碳配额交易均价（2025年） | 62.36 | 元/吨 | 第二章2.2.3 |
交易侧数据揭示了两条增长曲线。一条是规模的扩张：2025年电力市场交易电量6.64万亿千瓦时、占全社会用电量64%，绿电交易电量3285亿千瓦时、同比增长38.3%，规模达到2022年的18倍。 另一条是价格的抬升：绿证均价从2023年及以前的0.72元/个涨至2025年的5.57元/个，2026年一季度为5.13元/个；分年份看，2026年电量绿证均价达7.76元/个，新旧证书价差超过5倍。绿色溢价的货币化正在从"概念"变成"可计价的收入项"。
| 指标 | 数值 | 单位 | 出处 |
|---|---|---|---|
| 新型储能装机（2025年底） | 1.36 | 亿千瓦 | 第三章3.3.1 |
| 新型储能等效利用小时数（2025年） | 1195 | 小时 | 第三章3.3.1 |
| 虚拟电厂项目数量（2025年底） | 470 | 个 | 第三章3.3.2 |
| 虚拟电厂最大调节能力（2025年底） | 1685 | 万千瓦 | 第三章3.3.2 |
| 绿电直连审批项目数（2026年4月） | 99 | 个 | 第三章3.3.3 |
| 绿电直连对应新能源装机 | 3405 | 万千瓦 | 第三章3.3.3 |
| 算力中心用电量（2025年） | 1960 | 亿千瓦时 | 第三章3.4.4 |
| 算力中心用电量预测（2030年） | 7000 | 亿千瓦时 | 第三章3.4.4 |
运营服务侧的数据显示新业态正在从试点走向规模。新型储能装机1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，较"十三五"末增长超40倍，等效利用小时数达1195小时、较2024年提升近300小时，独立储能装机占比51.2%。 虚拟电厂项目470个、最大调节能力1685万千瓦；绿电直连已完成审批99个项目、对应装机3405万千瓦。算力中心用电量预计从2025年的1960亿千瓦时增长至2030年的超7000亿千瓦时。报告认为，这些新业态为绿电运营打开了全新的增量天花板。
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九思行研：2026年中国绿电运营行业发展研究报告
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