2025年绿电行业从规模向效率蜕变：卡位区域布局，突围技术壁垒

消纳权重提升驱动新增装机，区域资源禀赋主导布局

消纳权重是驱动绿电装机需求的关键变量

消纳权重是考核各省份可再生能源发展的重要指标，直接决定了新能源装机的规模和节奏。 其核心逻辑在于：通过设定非水可再生能源在全社会用电量中的最低占比，倒逼电力系统 提升吸纳绿电的能力，从而推动新能源产业发展。消纳权重不仅是一个目标，更是一个约 束性指标，从过去各省的实际情况看，基本可以超额完成。因此消纳权重目标的设定和提 升，是预测未来新能源装机规模的基石。 “十四五”消纳目标提前达成，各省消纳责任权重差异大。根据《“十四五”可再生能源发 展规划》，到 2025 年底，我国非水可再生能源消纳责任权重目标将由 2020 年的 11.4%上 涨至 18%。2023 年全国非水电可再生能源电力消纳责任权重实际完成 18.1%，同比增长 2.2%，提前达成“十四五”目标。从 2015-2023 年，水电消纳比重的下降与水电装机占比 的下降呈明显的线形关系，但非水可再生能源装机的增长明显快于消纳比重的增长，主要 原因是新能源利用小时数与利用率明显低于水电。

非水可再生能源消纳权重与新能源资源禀赋呈正相关。除西藏免于考核、新疆只监测外， 全国所有省份均完成国家下达的非水电消纳责任权重，其中黑龙江、吉林、青海、宁夏 4 省非水电消纳责任权重完成达到 30%。分析各省实际完成率与规划缺口，可以发现：1）消 纳责任权重完成较高的省份主要集中在新能源资源富集区，这些地区本身新能源装机占比 高，绿电消费天然占比较高。2）完成情况欠佳的省份多为经济发达的用电负荷中心，如东 部沿海地区和珠三角地区，虽然新能源发展迅速，但用电需求庞大，新能源供应难以支撑， 消纳压力依然突出。

消纳权重与装机需求之间存在直接的数学关系。在用电量增长的前提下，要提高非水可再 生能源消纳权重，需要增加非水可再生能源的发电量或减少传统能源发电量，前者需新增 相应的装机容量来支撑，而后者受制于新能源的发力曲线难以实现。因此新增新能源装机 需求近似（目标消纳权重*未来全社会用电量预测-当前消纳权重*当前全社会用电量）/新能 源利用小时数。实际模型还需要考虑电源结构、电网输送能力、电力系统调节能力以及新 能源政策等因素，但核心逻辑不变：消纳权重是驱动装机需求的关键变量。 展望“十五五”，我们预测非水消纳权重目标将进一步提升至 28%-30%。为实现更高的非 化石能源消费目标，非水可再生能源消纳权重势必进一步提升。考虑到“十四五”期间权 重目标完成情况以及能源转型的迫切性，结合各省实际完成率与规划缺口，我们预计我国 “十五五”非水消纳权重目标可能提升至 28%~30%。

预计“十五五”全社会用电量增速稳中有降。过去两三年走出疫情时代，我国大力发展光 伏、新能源汽车等单位耗能量较高行业，电力需求快速增长，2024 年全社会用电量达 9.85 万千瓦，同比增长 6.8%。预计“十五五”期间我国电力需求将继续维持增长趋势：二产增 速降缓，三产与居民用电量高增，受能源替代与双碳进程影响，总体增长趋势将逐步放缓， 我们预计 2025-2030 年我国全社会用电量 CAGR 为 5%，较“十四五”期间降低 1.8%。

“十五五”电力需求机构将呈现新特征，主要由新质生产力拉动。受新能源汽车普及、人 工智能爆发与算力需求快速提升影响，我们认为“十五五”期间充换电与数据中心用电量 将增长迅速，2025-2030 年 CAGR 有望达到 20%，占全社会用电量比例或由 5.3%提升至 10.2%；同时在产能转换与供给侧结构性改革的趋势下，传统的四大高耗能行业用电量将保 持平稳，用电量比例或将由 23.1%降至 19.6%。

新增装机测算：若“十四五”末（2025 年）非水消纳权重达 20%，对应 2025 年风光新增 装机 300GW。由于我国人均天然气拥有量较少、水电受资源禀赋的限制，我们给予 2025 年非水消纳权重 20%的假设，并保守预计 2030 年我国非水消纳权重为 28%。按此增速进 行测算，“十五五”年均新增风电装机约 86GW，新增光伏装机约 200GW，总规模约 286GW， 风光装机占比或将由 2025 年的 45%提升至 2030 年的 56%，在电力系统中占主体地位。

区域装机潜力与结构性机会

西部地区拥有丰富的土地和风光资源，是大型风光基地建设的主战场。根据 2022 年国家发 改委和能源局发布的《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》， 到 2030 年规划建设风光基地总装机规模 455GW，集中于新疆、甘肃等地，其中“十四五” 期间规划建设约 2 亿千瓦，包括外送 1.5 亿千瓦、本地自用 0.5 亿千瓦。 第一批大基地项目基本完工，第二、第三批贡献未来增量。2021 年 11 月，国家发展改革 委、国家能源局印发《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项 目清单的通知》，在内蒙、青海、甘肃、宁夏、新疆等 18 个省（区）及新疆生产建设兵团， 统筹安排 50 个基地项目、装机 9736 万千瓦。截至 2024 年底，第一批基地建成 9199 万千 瓦、约占 95%，投产 9079 万千瓦，第二、第三批大基地力争 2025 年底前建成投产 5000 万千瓦左右。

新疆作为西部典型代表，新能源资源富集，集中式风光仍是主力，跨省外送通道扩容打开 增长空间。2024 年底新疆新能源装机规模突破 1 亿千瓦，成为西北地区首个新能源装机规 模过亿的省份，全国范围内新能源装机容量仅次于内蒙古；第二批“沙戈荒”新能源大基 地项目已有 883 万千瓦顺利并网，超过项目整体批复规模的 60%，为年内实现第二批“沙 戈荒”新能源大基地建设收官打下坚实基础。依托风光大基地项目及跨省外送通道扩容， 集中式风光项目有以下优势：1）规模化降低单位能量的生产成本；2）大规模采购建设降 低设备、安装和运维成本；3）选址在风能和太阳能资源更丰富的区域，沙戈荒资源条件更 稳定，发电效率更高；4）更易进行电网调度和管理，可以更好地配合电网进行调峰和调频， 通常直接接入特高压输电系统，便于远距离输送到高负荷区域。我们预测西部地区集中式 风光发电仍将是主力。

风光装机快速上量，新疆电力供需结构偏松。假设哈密-重庆特高压直流通道于 2025 年中 投产，年均贡献 450 亿千瓦时电量送出；南疆-川渝特高压直流通道于 2025 年中开工，2027 年投产，年均贡献 450 亿千瓦时电量送出；其余特高压交流和内部环网年均贡献 50 亿千瓦 时增量。在火电利用小时数平稳过渡的情况下，我们预计新疆 2030 年将实现 2 亿千瓦新能 源装机容量，其中风电 80GW，光伏 120GW，电力供需结构较为宽松。

中东部负荷区分布式光伏与分散式风电加速渗透。中东部地区经济发达，用电负荷集中， 但土地资源相对紧张，大规模建设集中式电站受到限制，因此分布式光伏和分散式风电将 成为中东部地区新能源发展的主要方向。一方面受供需决定，中东部地区享高额电价优势， 是大规模建造分布式光伏的先决条件。工商业屋顶、居民屋顶、公共建筑屋顶等分布式光 伏资源潜力较大，政策支持力度不断加大，尤其是整县推进分布式光伏开发政策，加速了 分布式光伏的普及。另一方面中东部地区也具备一定的分散式风电开发条件，随着技术进 步和政策引导，分散式风电将迎来新的发展机遇。 “千乡万村驭风沐光”政策驱动。《“十四五”可再生能源发展规划》提出， 实施“千乡万 村驭风行动”和“千家万户沐光行动”，推动乡村风电和分布式光伏开发利用，助力乡村振 兴。《关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知》进一步推动风电下乡。山东、江苏等省 份积极响应，推动分布式能源发展。例如山东规划在鲁北盐碱滩涂地建设风光储输一体化 基地。“千乡万村驭风沐光”政策驱动下，中东部地区分布式光伏与分散式风电将加速渗透， 成为重要的结构性机会。

海上风电是我国可再生能源发展的战略重点，粤东和长三角地区海上风能资源丰富，发展 潜力广阔。《“十四五”可再生能源发展规划》提出重点建设山东半岛、长三角、闽南、粤 东、北部湾五大海上风电基地集群，各地海上风电规划规模已达 8000 万千瓦。根据北极星 发电网不完全统计，2025 年 9 个沿海省区市重点海上风电项目共 87 个，总装机容量约 46.7GW，广东、福建、浙江、山东、江苏等沿海省份积极参与，项目数量名列前茅。值得 注意的是仅广东省海上风电重点项目就高达 14.3GW，除此之外粤东海上风电基地属于国管 海域项目，于 2023 年 6 月开启竞配，共项目 15 个，总装机量 16GW，由于未明确具体项 目，未纳入统计，我们预计 2025 海风装机增量将达到高点。

海风技术降本与规模化发展。五大海上风电基地的规划将推动海上风电技术进步和成本下 降，带动海上风机、海缆、基础建设、海上运维等产业链的快速发展，随着技术成熟和规 模化发展，“十五五”后期近海风电资源开发接近尾声，深远海风电将成为新的增长点，漂 浮式海上风电技术将迎来发展机遇。我们测算当前海上风电 LCOE 介于 0.3-0.4 元/KWh， 只考虑市场化交易电价就已显现出明显的经济性，其环境价值有望进一步体现，我们预计 2026-2030 年海上风电装机复合增速将超过 30%。

深远海海上风电积极规划，“十五五”有望贡献增量。2024 年 12 月自然资源部发布《关于 进一步加强海上风电项目用海管理的通知》，明确了海风选址的“单 30”政策：即新增海上 风电项目，应在离岸 30 千米以外或水深大于 30 米的海域布局；近岸区域水深超过 30 米的， 风电场离岸距离还需不少于 10 千米；滩涂宽度超过 30 千米的，风电场内水深还需不少于 10 米。根据我们不完全统计，当前上海、广东、浙江、山东、广西、河北和海南等地已有 深远海海上风电相关规划，规划容量超 47GW，其中部分试验项目已在积极建设过程中。 但深远海开发涉及省管海域和国管海域的冲突问题，我们认为仍需等待相关管理办法的出 台，才有望看到深远海项目的实质性大规模进展，因此我们预计“十五五”后期深远海海 上风电有望贡献部分增量。

电价机制改革深化，差价结算与区域分化并存

机制电价分类管理：存量与增量项目的差异化路径（136 号文核心框架）

随着新能源发电成本的下降和市场化改革的深入，新能源全面入市是大势所趋。2025 年 2 月 9 日，国家发改委发布 136 号文，确立了新能源电价机制改革的基本框架，核心思路是 “分类管理、平稳过渡”。 以 2025 年 6 月 1 日是否投产（全容量并网发电）为界限，将新 能源项目划分为存量项目和增量项目，采取差异化的电价机制。电价机制的改革，直接关 系到新能源项目的收益水平和投资积极性。 存量项目过渡期机制保障，既保障项目的基本收益，又逐步引导项目参与市场竞争，为全 面市场化做好准备。存量项目指 2025 年 6 月前投产的项目，考虑到这些项目在投资决策时 基于之前的电价政策，为保障其合理收益，设置了过渡期机制：1）机制电价按照现行的价 格政策执行，但不得高于当地的燃煤发电基准价，目的是与现有政策（如保障性收购、政 府授权差价合约等）进行衔接；2）机制电量规模由各地根据现行具有保障性质的相关电量 规模政策确定。项目每年可在该规模内自主确定执行机制的电量比例，但该比例不得高于 上一年，鼓励项目通过技改提升竞争力并逐步主动参与市场竞争。例如山东省提出每年压 缩 5%的保障电量，逐步过渡到市场化。3）执行期限按照现行相关政策的保障期限确定， 例如参考财建(2020)426 号文中对不同资源区项目合理利用小时数的规定。执行期满或自愿 退出后完全市场化，完全按照市场化规则参与电力市场交易。

增量项目完全市场化竞价，更加体现新能源的商品属性。增量项目指 2025 年 6 月起投产的 新能源项目，对增量项目，国家明确要求实行完全市场化的电价机制：1）机制电价通过市 场化竞价方式确定。各地每年组织已投产和未来 12 个月内拟投产、且未纳入过机制执行范 围的项目自愿参与竞价。按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高 报价确定，但不得高于省级价格主管部门设定的竞价上限（考虑合理成本收益、绿证价值、 市场供需、用户承受能力等因素）。初期可按技术类型分类组织，并可能设置竞价下限以避 免无序竞争。通常东部沿海等电价水平较高的地区，竞价上限也会相对较高；而西部等电 价水平较低的地区，竞价上限则会相对较低；2）机制电量规模动态调整：每年新增纳入机 制的电量规模由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况、 用户承受能力等因素确定。增量项目的电量规模可以根据市场消纳情况进行动态调整，在 消纳压力较大的地区，可能会适当缩减增量项目的规模，以确保电力系统的稳定运行，也 意味着新能源企业需要更加关注市场风险。

将更多绿电纳入市场化竞价是政策的主要变化。相较此前政策，我们认为 136 号文的核心 设定是将更多的非市场化绿电引入市场化机制。基于存量电站，机制电价不高于燃煤基准 价，机制电量不高于上一年比例，直接结果是一部分采用燃煤基准价上网的电量将使用{现 行电价，燃煤基准价}中的较小值上网、另一部分未能纳入机制电量的进入市场竞价。基于 增量电站，机制电价自愿竞价确认，但设定上限。在当前平价上网时代，我们认为该规定 将导致绿电上网电价竞争程度进一步提升，平均交易价格有下降趋势。

差价结算机制是 136 号文的核心。无论是存量还是增量项目，纳入机制电量的部分，都将 参与差价结算。在市场交易之外，由省级电网企业根据项目的市场交易平均电价与机制电 价的差额进行“多退少补”。若市场价低于机制电价，电网补偿差额；若市场价高于机制电 价，电网收回差额。相当于为纳入机制的电量提供了一个价格保障，对冲市场波动风险。 电网收付的差价结算金额会形成一个资金池，最终通过电价机制（如纳入系统运行费）在 用户侧进行疏导。原先也有部分省份使用目标价格结算机制，如新疆通过设定 0.262 元/KWh 的目标上网电价，当市场交易均价低于 0.262 元/KWh 时，对结算电价给予一定补贴，与 136 号文存在相似之处，但 136 号文更强调“多退少补”，将差价的流向拓展到企业至电网 和电网至企业双方。

差价结算机制既是收入稳定器，又激励企业参与市场交易。假设某省一个光伏电站（增量 项目）通过竞价获得了差价结算资格，机制电量为5,000MWh/月，机制电价为0.30元/KWh， 结算周期为月度。不考虑公司自身交易能力情况下，无论市场平均电价如何波动 （0.25/0.30/0.33/0.28 元/KWh），该光伏电站纳入机制的 5,000 MWh 电量结算收入始终稳 定在 150 万元，市场交易总收入波动性也明显低于无差价结算机制下的收入情况，这正是 差价结算机制的核心作用——锁定收益，对冲风险。同时虽然机制电量收入稳定，但电站 的总收入还取决于另外一部分电量（总电量-机制电量）在市场上的表现。虽然机制电量返 还了 15 万元收入，但由于整体市场价格高达 0.330 元/KWh，其非机制电量也能获得较好 的市场收益，这鼓励电站不能只依赖机制，仍需努力在市场中获得更高价格。

新政策下项目最终结算电价受交易能力影响极大。假设某批次机制电量共 100 亿度，6 个 项目参与竞价，按电价从低到高排序，累计到第 5 个项目时，电量达到 100 亿度，则第 5 个项目的申报电价：0.25元/KWh就是这批项目的机制电价，入围项目都能享受 0.25元/KWh 的机制电价。假设市场交易均价为 0.165 元/KWh，则 1-5 项目均可享受 0.085（0.25-0.165） 元/KWh 的差价补贴，而第 6 个项目只能接受自身实际市场交易价格，在此情况下有无补贴 对结算电价的影响极大。

区域分化特征与政策工具差异

不同区域的电力市场发展水平、政策环境、市场机制存在差异，导致绿电市场呈现明显的 区域分化特征。 东部沿海省份（山东、江苏、浙江）：山东要求 2025 年新增集中式光伏全电量或 15%入市， 风电全电量或 30%入市；冀南电网集中式光伏入市比例 60%、风电 30%。浙江则通过现货 市场执行 90%政府授权合约电价，10%参与现货交易，分布式光伏虽未强制但鼓励通过虚 拟电厂聚合参与绿电交易。2024 年山东、江苏、浙江绿电溢价达 0.02~0.05 元/KWh 左右， 绿电项目 IRR 超 8%。跨国企业（如巴斯夫）通过 PPA 锁定绿电需求，浙江、江苏优先组 织非补贴项目参与绿电交易，绿证与电能量价格分离，形成稳定收益。 中西部资源区（新疆、青海、内蒙古）：2024 年新疆疆内直接交易风电/光伏电价仅 0.24/0.19 元 KWh，通过“差价结算机制”按目标上网电价（0.262 元/KWh）补偿。内蒙古、新疆等 地区新能源外送依赖特高压通道（如蒙西-天津、宁夏-湖南±800 千伏工程），通过跨省输 电权分配机制，将绿电溢价部分划归受端省份补偿基金。

电价风险与对冲策略

光伏午间发力集中，深谷电价与消纳风险大。光伏发电具有明显的日内波动性，中午出力 最大，而早晚却几乎不出力，但用电负荷高峰通常在晚上，这种出力与负荷的错配，导致 中午时段电力供大于求，电价下跌，山东省现货市场曾出现过午间时段电价跌至 0.03 元 /kWh 的情况。根据国能日新收集的数据，其在四川省某 30MW 的光伏电站出力基本集中于 上午 9 点到下午 5 点，且当受到如“乌云遮日”或“日食”之类的冲击时，其发电功率会 出现骤降，进一步加大了电网的调节难度。随着新能源装机占比不断提高，午间深谷电价 现象将更加普遍和严重，将对新能源项目的收益水平持续产生负面影响。

风电出力与电网负荷相吻合，相较光伏是更优的电源模式。虽然风电的出力也受风力资源 波动性的影响，天然具有不确定性，但不同风机点位的风速存在差距，根据大数定理，其 汇总后的出力曲线能够保持稳健。而且风资源受昼夜的影响较小，任何时候均能保持相对 稳定的出力。参考安徽省工作日和节假日的典型负荷曲线，午间 11 点至 3 点是相对的负荷 低谷区，风电在此时间段的出力较低，而光伏在此时间段却有最高的出力曲线，因此风电 能更好满足电网的负荷需求，时段加权平均电价明显高于光伏发电。

光伏夏季与冬季出力差距明显，风电季节性影响相对较少。不同季节风电和光伏出力均具 有一定的随机性和波动性，风电春季和冬季出力高，夏季出力低，若有台风等天气会有额 外出力；光伏春季和夏季出力高，秋季和冬季出力低，冬季典型日出力甚至只有夏季的一 半。系统负荷与风电光伏出力之间均存在一定的供需不匹配，光伏尤为严重。

电网调节能力和电力市场经济型受到挑战，储能配置或成刚需。根据加州独立系统运营商 收集的数据，从 2015 到 2023 年，随着加州光伏发电容量逐渐上升，加州电力负荷的“鸭 子曲线”愈发严重，午间除去光伏出力后的电力净负荷越来越低。一方面，由于日内光伏 出力不平衡，传统电源的电力需求将会极度波动；另一方面，集中出力的光伏将会压缩传 统能源的出力时间，造成明显的资源浪费。虽然 136 号文明确不得将配储作为发电上网的 前置条件，但我们认为此举并非否定配储的重要性，而是将是否配储交由市场来决定，从 而加强电力系统的自我调节。因此为了平抑电价波动，提高收益稳定性，新能源项目配置 储能系统或成为必然选择，中午将富余的电量储存起来，在晚高峰或电价较高时段释放， 实现“削峰填谷”，增加收益。

配置储能有两种思路：最小化发电与负荷功率波动和最大化发电经济性。从电网视角看， 在电力供需相对宽松的背景下，配置储能的目标函数为最小化发电与负荷功率波动；而从 运营商视角，配置储能的目标函数为最高的发电经济性，不同的目标导致政策与运营商的 行为间存在不一致。 不同电力系统下所需储能配置比例不同，可以划分为独立新能源发电系统、全清洁能源供 电系统和一般性新能源电力系统三种场景。独立新能源发电系统指发电侧仅包含风电及光 伏的新能源场站；全清洁能源供电系统指完全以风电和光伏发电满足负荷的系统，强调发 电系统与负荷的适配；一般性新能源电力系统为含新能源电力系统和传统发电机组的一般 性电力系统，更符合现实情况。 一般性电力系统情况下，平抑波动的最佳储能配比约为 20%。根据国家电网西北分部的研 究：《平抑高比例新能源发电功率波动的风－光－储容量最优配比》，青海省电网总负荷波 动性较小。仅考虑风光供给波动最小的风光储配比为 1.00:0.57:1.63，风光之间存在一定的 互补性，但波动仍然较大，且较高的储能不具备经济性；考虑风光适配负荷波动最小的风 光储配比为 1.00:0.56:1.48，由于电网负荷波动较小，引入负荷后未对配比产生较大影响； 考虑更为现实的一般性电力系统，此时风光储最优配比为 1.00:0.63:0.19，在常规能源的助 力下，发电侧能够较好的平抑波动，此时只需引入风电约 20%的储能即可最小化发电系统 的功率波动。

差价补充机制或存在资金池缺口风险。差价补偿资金主要来源于全体电力用户的分摊。理 论上，用户应该按照用电量比例分摊差价补偿费用，但在实际操作中，部分电力市场用户 可能对分摊差价补偿费用存在抵触情绪，尤其是高耗能企业，可能会寻求各种方式规避分 摊责任。对于部分经济欠发达地区，自身财政压力较大，可能难以足额落实差价补偿资金， 导致资金池出现缺口。如东北等经济承压省份，产业结构偏重，高耗能企业占比高，用户 分摊能力相对较弱，资金池缺口风险更高。

编辑：火腿肠