环保公用行业2026年投资策略分析报告：绿电蓝海就近消纳非电利用

行业深度分析行业评级：领先大市-A绿电新蓝海：就近消纳与非电利用环保公用2026年策略报告2025年12月8日证券研究报告前言

新能源装机占比超过火电，利用率下滑。截至2025年Q3，全国并网风电和太阳能发电合计装机达到17.1亿千瓦，同比增长36.4%，占总装机容量比重为46.0%，同比提升6.4个pct，超过火电33.1%的装机占比。从利用小时数看，2025Q1-Q3并网风电利用小时数1475小时，同比降低93小时，并网太阳能发电875小时，同比降低84小时。从利用率看，2020-2023年我国光伏/风电利用率平均分别为为98%、97%，2025年1-8月份，光伏利用率下降至为95%，风能利用率为94%，新能源大比例接入电力系统，不仅对电力系统稳定性提出更高要求，电网面临更大的消纳压力。

新能源消纳是“十五五”电力系统建设重要环节。2025年11月10日，国家能源局印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源[2025]1360号），目标到2030年，协同高效的多层次新能源消纳调控体系基本建立，持续保障新能源顺利接网、多元利用、高效运行，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足。到2035年，适配高比例新能源的新型电力系统基本建成，新能源消纳调控体系进一步完善，全国统一电力市场在新能源资源配置中发挥基础作用，新能源在全国范围内优化配置、高效消纳，支撑实现国家自主贡献目标。“十四五”期间我国完成了新能源装机的大规模开发，“十五五”期间旋梭构建适合国情的新能源供给消纳体系是建设新型电力系统和新型能源体系的关键环节。资料：国家，国家能源局，中电联，国投证券证券研究所核心结论绿电消纳主线之一：绿电直连有效促进就近消纳，突破外贸绿色壁垒

2025年5月21日，国家与国家能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，允许符合要求的市场主体自主选择绿电直连模式。绿电直连指风光生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，实现供给电量清晰物理溯源的模式，打破了电源需经过电网输送给负荷的传统模式。绿电直连通过物理专线实现的能源溯源特性，构建了“生产—认证—贸易”全链条低碳认证链，成为有效应对欧盟碳边境调节机制（CBAM）、美国清洁能源法案等将“碳足迹”纳入贸易法规的新型贸易规则，为我国高耗能出口产业提供参与国际绿色竞争的制度性工具。

数据中心作为未来负荷端的重要增量，绿电直连政策为绿色算力的发展提供了低成本、高效的能源供给途径，有效解决算力需求与能源资源分布时空分布不均的问题。源荷匹配过程中进一步催生虚拟电厂、储能等相关产业更高效发展：储能方面：过去储能项目更多围绕着满足电网侧和发电侧的稳定性和消纳需求。随着绿电直连政策的推行，负荷侧工业和商业用户为平抑新能源发电的间歇性和波动性，具备主动配储需求；虚拟电厂方面：绿电直连项目天然具备“源荷成套”的特征，非常适合接入虚拟电厂平台。一方面，多个直连项目之间可以通过虚拟电厂协调互济，某项目富余电力可经市场交易支援另一区域负荷，反之亦然，从更大范围优化资源利用。另一方面，直连项目内部的可调负荷和储能也可作为虚拟电厂节点，提供辅助服务获取收益。资料：国投证券证券研究所核心结论绿电消纳主线之二：非电利用拓展多能综合利用广阔空间

可再生能源非电消费首次被国家层面纳入考核。2025年10月，国家发布关于向社会公开征求《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法（征求意见稿）》意见的公告。明确可再生能源消费最低比重目标分为可再生能源电力消费最低比重目标和非电消费最低比重目标两类，其中非电消费最低比重目标包括可再生能源供热（制冷）、可再生能源制氢氨醇、生物燃料等可再生能源非电利用种类。这是国家层面首次将可再生能源非电消费比重纳入考核。

可再生能源供热/冷为工业企业提供清洁消费可量化途径，光热+长时储能解决联供系统错配问题。对于钢铁、建材、石化、化工等主要依赖热能而非电力的工业企业，此前行业使用的“绿热”缺乏官方的价值认定和核算通道。非电消费纳入国家层面考核为绿热提供了环境价值实现渠道，使其清洁能源消费能够被量化和被认可，有助于行业应对欧盟碳边境调节机制(CBAM)等国际规则。熔盐储能提供长时大规模储热路径，使得太阳能热发电可以实现连续、稳定、可调度的高品质电力输出。按照国际能源署预测，中国光热发电市场到2030年将达到29GW装机，到2040年翻至88GW装机到2050年将达到118GW。熔盐储能作为光热电站的重要组成部分具备广阔的发展前景。

全球运输业脱碳进程加速，生物燃料增量空间广阔。以绿色甲醇、SAF为代表的氢基能源和生物质能源被视为运输业脱碳的终极解决方案，随着欧盟航空业2025年进入第一个强制添加SAF周期、IMO首次海运业净零法案，全球运输业脱碳进程迈入加速阶段，下游需求高涨为生物燃料提供广阔增量空间。从技术路线角度看，可再生能源制氢氨醇是绿色燃料大规模产业化的核心路径，随着技术发展、成本下降，绿色燃料经济性有望进一步提升。资料：国投证券证券研究所公用事业投资建议

火电：盈利模式重构，“周期”属性减退，“公用事业”属性凸显，关注长协电价进展。市场当前对于火电关注点聚焦于2026年长协电价情况，截至11月27日，京唐港5500K动力末煤价格收于825元/吨，11月均价821元/吨，环比10月均价提升9.8%，煤价阶段性反弹有望提振2026年火电长协电价预期，进一步明朗下一年火电盈利能力。建议关注【华电国际】【华能国际】【大唐发电】【申能电力】【皖能电力】【国电电力】；

水电：红利标杆资产。稀缺性方面，水电可开发空间有限，大水电作为稀缺资产，存量项目不可复制性强，在市场风格切换下依然具备长期投资价值。建议关注【长江电力】【华能水电】【川投能源】；抽水蓄能龙头【南网储能】；

核电：增值税短期影响有限，长期增长具有确定性。政策对存量项目无影响，对已核准未投产机组而言降低了税收优惠年限及比例，盈利或承压。短期看，核电企业盈利能力受影响有限，长期看随着核电造价成本下降，有望补足收益下降部分，维持良好盈利能力。建议关注运营商【中国广核】【中国核电】；核技术应用【中广核技】；设备商【合康新能】【西子洁能】；

绿电：136号文后电价或承压，关注绿电直连、主动配储相关投资机会。虚拟电厂/储能关注【合康新能】

【林洋能源】

【东方电子】【国能日新】【天能股份】；源网荷储一体化关注【同力日升】

【四方股份】

【晶科科技】；能源服务与解决方案关注【朗新集团】【特锐德】【国电南自】；碳计量与碳监测关注【雪迪龙】。

燃气：供需宽松，气价企稳，关注基本盘稳健、具备成长预期的标的。建议关注【首华燃气】【九丰能源】【新奥股份】；主业稳健，多业务综合发展的【佛燃能源】等。资料：国投证券证券研究所环保投资建议

化债持续推进带来应收账款回款改善，绿色算力带来新需求。二十届四中全会公报提到要积极稳妥化解地方政府债务风险化债，环保领域化债依然是十五五主线，建议关注（1）应收账款占比高、化债对报表改善弹性大的公司【武汉控股】【创业环保】【侨银股份】【玉禾田】【聚光科技】等；（2）垃圾焚烧+IDC关注【军信股份】【旺能环境】【伟明环保】【瀚蓝环境】【中科环保】等；

清洁能源非电利用：①

可再生能源供热/冷：可再生能源非电消费的最低比重目标纳入考核、零碳园区建设及西北大基地长时配储需求对可再生能源供冷/热提出新需求，建议关注【物产环能】【西子洁能】【联美控股】等。②

氢基燃料及生物质非电利用：绿色燃料不仅作为绿电消纳的重要途径，还是交通、工业领域深度脱碳的核心方式，在全球范围内受到广泛重视，建议关注：（1）具备产能和出口资质的燃料生产商：SAF产业链【嘉澳环保】【海新能科】；绿色甲醇【复洁环保】【佛燃能源】；生物柴油板块关注【卓越新能】【山高环能】。（2）已有绿醇项目的绿电相关企业【金风科技】【吉电股份】等。（3）全环节关键设备商，上游电解槽相关厂商【华光环能】【双良节能】【林洋能源】等；中游设备商建议关注【东华科技】【中泰股份】等。

自主可控：自主可控是长期主线，建议关注【美埃科技】【今创集团】【创元科技】等。

风险提示：政策推进不及预期、市场竞争加剧、研发进度不及预期、行业整合风险、应收账款回收不及预期风险。资料：国投证券证券研究所目录一、行情回顾：环保跑赢大市，公用事业表现分化二、绿电直连：构建就近消纳的新型电力供给体系三、非电利用：拓展新能源多能综合利用的广阔空间可再生能源供冷（热）生物燃料一、行情回顾：环保跑赢大市，公用事业表现分化环保跑赢大市，“十五五”新型电力系统建设仍是主线

2025年以来，上证指数创新高，环保指数跑赢大市。截止2025年11月28日，上证指数收报3888.60点，全年涨幅+16.02%；公用事业全年涨幅+3.58%；环保行业指数全年涨幅+16.94%。公用事业板块在申万一级31个行业子分类中涨幅排名236，环保板块排名第14。2025年申万一级各行业涨跌幅情况（%，截至11月28日）80706050403016.939320103.58330-10资料：同花顺ifind，国投证券研究所电力行业整体营收下降，归母净利润保持正增长

电力板块2025年前三季度实现营业收入14555.87亿元，同比-2.21%；营业成本10851.78亿元，同比-6.47%；实现归母净利1756.23亿元，同比+3.89%电力板块营业收入（亿元）及增速（右轴）电力板块归母净利润（亿元）及增速（右轴）电力yoy电力yoy200018001600140012001000800100%80%250002000015000100005000025%20%15%10%5%60%40%20%0%-20%-40%-60%-80%6004000%200-5%0资料：同花顺ifind，国投证券研究所火电受益于煤价下行利润增长，水电来水Q4展望积极火电营业收入（亿元）及增速火电归母净利润（亿元）及变化情况（%）

火电企业受益于煤价下行，三季报表现整体1400012000100008000600040002000030%25%20%15%10%5%8006004002000200%0%亮眼，申万火电板块2025年前三季度实现营业收入9057.83亿元，同比-3.08%；实现归母净利711.23亿元，同比+15.83%。-200%-400%-600%-800%-1000%-1200%-1400%0%-5%-200-400-600火力发电yoy火力发电yoy水电归母净利润（亿元）及变化情况（%）

水电板块2025年前三季度实现营业收入1487.60亿元，同比-1.56%；实现归母净利513.31亿元，同比+3.30%。考虑到去年Q4偏弱的水电发电基数，叠加9月来水改善明显，水电发电偏弱的短期风险基本解除，来水改善Q4展望积极。水电营业收入（亿元）及变化情况（%）600500400300200100025%20%15%10%5%250020001500100050025%2025年前三20%季度,1487.615%10%5%0%-5%-10%00%水力发电yoy水力发电yoy资料：同花顺ifind，国投证券研究所绿电&核电电价短期承压，不改长期增长趋势新能源发电营业收入（亿元）及增速新能源发电归母净利润（亿元）及增速

新能源发电板块2025年前三季度实现营业收入1341.94亿元，同比-5.49%；实现归母净利25002000150025%20%15%10%5%0%-5%-10%

10040035030025020015060%40%20%0%249.31亿元，同比-7.16%。受136号文影响，

1000500新能源全面入市，电价下行压力较大。“十五0-20%-40%500五”期间消纳将成为绿电投资主线。新能源发电yoy新能源发电yoy

核电板块2025年前三季度实现营业收入

1213.57亿元，同比+1.76%；实现归母净利

165.78亿元，核电归母净利润（亿元）及增速核电营业收入（亿元）及增速2502001501005020%180020%15%10%5%15%10%5%16001400120010008006004002000同比-12.36%。业绩受到市场交易电价下行的压力，短期承压，长期看核电成长确定性突出。2025年4月核准10台新机组的动作为"十四五"期间的装机增长铺平了道路。在利率下行的宏观环境中，核电板块稳定的现金流和高分红也展现出其作为优质红利资产的配置价值。0%-5%-10%-15%00%核力发电yoy核力发电yoy资料：同花顺ifind，国投证券研究所火电：Q4煤价中枢提升，提振长协电价预期

煤价中枢提升有望提振火电电价预期，关注2026年长协电价进展。市场当前对于火电关注点聚焦于2026年长协电价情况，而长协电价是一个多方参与，多层监管的博弈过程，煤价在其中其关键因素。截至11月27日，京唐港5500K动力末煤价格收于825元/吨，11月均价821元/吨，环比10月均价提升9.8%，煤价阶段性反弹有望提振2026年火电长协电价预期，进一步明朗下一年火电盈利能力。京唐港动力末煤5500（山西）150014001300120011001000900800700600500资料：中国煤炭资源网，国投证券研究所火电：朝容量支撑者转型，公用事业属性凸显

根据2023年国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于建立煤电容量电价机制的通知》(发改价格〔2023〕1501号)，2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例将提升至不低于50%，这一比例较于2024-2025年多数地区的30%，实现了大幅跃升。对火电企业来说，50%以上的固定成本通过容量电费回收，有望很大程度上缓解行业压力，火电盈利进一步企稳，有望走出“周期”，转向“公用事业”属性。火电A+H股息率梳理（数据截至11.24）火电盈利模式构成容量电价电量电价回收煤电机组固定成本利用小时数发电量电价实际发电收入回收边际成本煤价0.72%0.07%17.12%调峰调频备用其他辅助服务收入获取调峰调频和备用收益82.09%资料：同花顺ifind，国家，国家能源局，国投证券研究所水电：红利资产标杆，重视长期价值

十年期国债到期收益率回溯至2018年开始呈下降趋势，2021年以来，十年期国债收益率持续下行，水电公司依托现金流稳定、高分红特征，股息率持续跑赢国债收益率。2025年下半年以来，国债收益率小幅提升，息差减小，截至2025年11月28日，长江电力、川投能源、华能水电的股息率分别为3.5%、3.0%、2.2%，国债收益率为1.84%。但我们认为从稀缺性看，水电由于开发空间有限，存量项目不可复制，大水电稀缺属性依然凸出，在市场风格切换下依然具备长期投资价值。水电龙头企业股息率及国债收益率对比图（%）水电股息率梳理（数据截至11.28）长江电力川投能源华能水电国债收益率长江电力与国债息差分红情况股息率（24A）4.54.03.53.02.52.01.51.00.50.0总市值（亿元/亿港元）

涨幅年初至今

分红比例（2024）股息率（25E）ROE摊薄（24A）所属板块

公司简称PE（25E)

PB（24A）长江电力国投电力68461102711-4%-14%-13%2%71%55%43%43%71%3.2%2.7%2.3%2.1%3.0%3.5%3.5%3.0%2.2%3.6%20.115.614.620.019.43.32.01.73.03.315.5%10.7%10.7%11.3%12.1%水电川投能源华能水电桂冠电力17645454%资料

：同花顺ifind，国投证券研究所注：各公司2025年股息率计算公式为（2025年ifind一致预测净利润*2024年分红比例/收盘日总市值*100%）；A/H溢价率计算公式为（（指定日A股股价*汇率/H股股价）-1）*100%核电：增值税政策短期影响有限，长期增长确定性高影响因素阶段预计投产时间

两核新机组投产加速，2027年迎来投产高峰期。中国广核下属项目惠州1、2号机组，苍南1、2号机组已步入调试阶段。惠州1、2号机组分别预计于2025年下半年以及2026年上半年投产；苍南1、2号机组分别预计于2026、2027年投产；此外，陆丰五号机组步入设备安装阶段，预计于2027年投产。中国核电下属项目江苏田湾核电站8号机组及辽宁徐大堡核电站3号机组步入安装阶段，均预计于2027年投产。惠州1号机组惠州2号机组苍南1号机组苍南2号机组陆丰5号机组调试阶段2025年调试阶段调试阶段2026年上半年2026年调试阶段2027年设备安装阶段安装阶段2027年江苏田湾核电站

8号机组2027年辽宁徐大堡核电站

3号机组安装阶段2027年

增值税新老划断，新投产机组盈利承压。2025年10月，财政部颁布核电增值税政策：2025年10月31日前已正式商业投产的核电机组，继续按照《财政部

国家税务总局关于核电行业税收政策有关问题的通知》(财税〔2008〕38号)有关增值税规定执行；2025年10月31日前国务院已核准但尚未正式商业投产的核电机组，核力发电企业生产销售电力产品，自正式商业投产次月起10个年度内，实行增值税先征后退政策，退税比例为已入库税款的50%，其他增值税规定继续按照38号文执行；2025年11月1日后核准的核电机组，不再实行增值税先征后退政策。政策对存量项目无影响，对已核准未投产机组而言降低了税收优惠年限及比例，盈利或承压。短期看，核电企业盈利能力受影响有限，长期看随着核电造价成本下降，有望补足收益下降部分，维持良好盈利能力。资料：各公司公告，财政部，同花顺ifind，国投证券研究所燃气：供需宽松，气价中枢企稳

根据国家能源局数据，2025年10月我国天然气产量约为221.2亿立方米，同比增长5.9%；1-10月我国天然气产量累计约为2170.5亿立方米，同比增长6.3%。消费量来看，2025年9月，全国天然气表观消费量331.9亿立方米，同比下降2%；1-9月，全国天然气表观消费量3177亿立方米，同比下降0.2%。2025年以来荷兰TTF指数605550454035302520

国际供给增加，国内外气价整体稳定。荷兰TTF天然气期货价格从年初的高位逐步回落，波动中枢围绕35欧元/MWh，年底补库需求或引起阶段性小幅价格上涨，但供给充足背景下气价涨幅有限。2023-2025年10月当期/累计天然气产量及增速2024.1-2025.9天然气表观消费量（亿立方米）及增速2023-2025年11月LNG市场价（元/吨）当期值(亿立方米)当期值yoy累计值(亿立方米)累计值yoy表观消费量yoy7,00025002000150010005009.00%8.00%7.00%6.00%5.00%4.00%3.00%2.00%1.00%0.00%800700600500400300200100016%14%12%10%8%6%4%2%0%6,0005,0004,0003,0002,0001,0000-2%-4%-6%02023-01-022024-01-022025-01-022023.102024.102025.10资料：国家发展改革委、国家能源局、英为财情、同花顺ifind、国投证券证券研究所环保多细分行业跑赢大市

环保板块看，综合环境治理、固废治理及环保设备均跑赢上证指数。其中综合环境治理行业细分涨幅最高，为28.41%；固废治理及环保设备涨幅分别为25.51%，19.42%。大气治理、水务及水治理跑输大市，涨幅分别为16.99%，16.39%环保板块细分涨跌幅0.30.250.20.150.10.050综合环境治理固废治理环保设备Ⅲ上证指数大气治理水务及水治理资料：同花顺ifind，国投证券研究所环保细分板块营收利润情况大气治理营业收入（亿元）及增速大气治理归母净利润收入（亿元）及增速12030%25%20%15%10%5%864000%2000%0%

大气治理板块2025年前三季度实现营业收入

60.91亿元，同比-1.4%；营业成本51.31亿元，同比+0.06%；实现归母净利0.04亿元，同比-96%。10080604020040%-2000%-4000%-6000%-8000%-10000%-5%-10%-15%20-2-4大气治理yoy大气治理yoy水务及水治理营业收入（亿元）及增速水务及水治理归母净利润（亿元）及增速

水务及水治理板块2025年前三季度实现营

140025%

20020%30%20%10%0%120010008006004002000150业收入852.02亿元，同比+1.39%；营业成本

571.32亿元，同比+1.21%；实现归母净利107.17亿元，同比-10.81%。15%10%

1005%50-10%-20%0%-5%0水务及水治理yoy水务及水治理yoy资料：同花顺ifind，国投证券研究所环保细分板块营收利润情况固废治理归母净利润（亿元）及增速固废治理营业收入（亿元）及增速

整个固废治理板块

2025年前三季度实现营业收入

1166.96亿元，同比+4.5%；营业成本885.50亿元，同比+4.91%；实现归母净利118.89亿元，同比+0.08%。250200150100501000%800%600%400%200%0%1600140012001000800600400200040%30%20%10%4.52%0%-10%-20%0-200%-400%-50固废治理yoy固废治理yoy环保设归母净利润（亿元）及增速环保设备营业收入（亿元）及增速706050403020100400%300%200%100%0%

整个环保设备板块

2025年前三季度实现营业收入

459.18亿元，同比+6.09%；营业成本352.5170015%60050040030020010%5%0%-5%亿元，同比+6.79%；实现归母净利

23.51亿元，

1000-10%-100%同比-3.74%环保设备yoy环保设备Ⅱyoy资料：同花顺ifind，国投证券研究所二、绿电直连：构建就近消纳的新型电力供给体系国际：欧美绿色贸易壁垒将至，绿电直连或为破局直接路径

欧盟出台碳交易体系、碳边境调节机制（CBAM）、可持续准入标准等政策工具，将碳排放作为产品进口的有力工具。2021年3月，欧洲议会通过了CBAM发展历程设立CarbonBorderAdjustmentMechanism(CBAM)的原则性决议，计划于2023年10月1日开始为期三年的试行阶段（2023-2025），于2026年正式起征。CBAM是指在实施国内严格气候政策的基础上，要求进口或出口的高碳产品缴纳或退还相应的税费或碳配额，鼓励非欧盟国家减少排放，并降低“碳泄露”的风险，落实欧盟和全球气候目标。时间事件2019年12月《欧洲绿色新政》提出CBAM计划欧盟委员会提交CBAM影响评估报告欧盟委员会将CBAM纳2021年立法提案2020年3月2020年9月2021年3月2021年7月2022年6月欧洲议会投票通过设立CBM议欧盟委员会公布CBAM

提案细则欧洲议会表决通过CBAM法案修正案

可持续性准入标准对碳足迹核算及披露提出严格要求，不同体系下碳足迹核算差别较大。与CBAM主要针对初级产品相比，可持续性准入标准是针对需要深加工或者组装的进口产品，在全生命周期内需要符合欧盟可持续性发展要求，其中碳足迹披露和管理是最核心的量化条款。碳足迹核算涉及到原料采购、生产加工、报废处置等全环节，需针对不同产品建立核算边界、数学建模、参数选择、核查验证等，核算标准和结果相差较大。2023年4月欧洲议会和欧盟理事会先后通过CBAM法案CBAM进入三年过渡期2023年10月CBAM将于2026年1月1日正式实施，届时，欧盟进口商需购买与在欧盟碳价规则下生产商品应付碳价等值的碳证书。资料：中央人民共和国生态环境部，北极星电力市场网，国投证券证券研究所绿电直连是破解碳壁垒的关键

绿电直连为降低产品碳足迹提供直接且被欧盟规则认可的途径。

尽管欧盟对电力排放因子的认定标准宽严不一，但均明确认可现场发电模式（即绿电直连）。这意味着，通过物理直连方式使用的绿电，其排放因子可计为零或接近零，从而能最有效地大幅拉低产品整体碳足迹。以光伏发电为例，光伏发电排放因子为0，发电碳足迹低于40克二氧化碳/千瓦时，因此绿电直连成为降低间接排放最直接的途径，能够降低整体出口产品的碳足迹。法案类别碳关税对碳排放因子选择认可计算方式直连电力对部分产品间接排放的电力排放因子选择规定相对宽松长期购电协议(现场发电即为自发自用的绿色电力，可认为是绿电直连碳足迹的电力排放因子选择标准较为严格，碳足迹计算规则中仅规定现场发电和平均消费组合两种建模方法电池法案平均消费组合：以不同种类电量消费占比为权重计算出的电力排放因子，类似平均电网排放因子，但计算方法不同资料：中央人民共和国生态环境部，郑运昌等《碳规制下的绿电直连探讨》，北极星电力市场网，国投证券证券研究所国内：新能源装机持续提升，消纳压力凸显

国家大力推动能源体系改革，光伏、风能装机容量规模大幅提升。2024年末，中国电力累计总装机容量达33.49亿千瓦时，其中光伏达8.9亿千瓦时（同比+45.6%），占比约26.5%；风能达5.2亿千瓦时（同比+17.7%），占比约15.5%，风能、光伏两种新能源发电装机量合计约占42%，相较2013年两者共占比约7.6%实现大幅增长。2013-2024年我国风能累计装机量年均复合增长率为17%，光伏累计装机量年复合增长率为39%，装机容量规模大幅提升。

新能源利用率呈下降趋势，消纳压力仍重。2020年-2023年我国光伏/风电利用率平均分别为为98%、97%，2025年1-8月份，光伏利用率下降至为95%，风能利用率为94%，新能源装机容量规模不断攀升的同时，利用率却呈现出一定的下滑趋势，凸显出当前我国国内新能源发展面临一定的消纳压力。光伏、风能装机量占比中国新能源利用率99.0%98.0%97.0%96.0%95.0%94.0%93.0%92.0%98.3%100%90%98.0%96.5%98.0%98.0%80%70%96.8%95.9%97.3%60%96.9%96.8%50%40%94.9%15.5%26.5%30%20%15.1%20.9%14.3%15.3%13.8%12.9%12.8%9.7%

10.4%9.3%94.1%9.0%4.7%10%

6.2%

7.1%0%

1.4%

2.1%

2.9%8.7%7.4%

9.2%10.2%

11.5%2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024光能装机量

风能装机量

其他202020212022202320242025.1-8光能利用率风能利用率资料：国家能源局、同花顺iFind

，国投证券证券研究所首次明确“绿电直连”政策框架，推动绿电物理溯源与定向供应政策要点1.2.并网型项目：作为整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧。离网型项目：完全独立运行，与公共电网无连接。项目分类

全国绿电直连顶层政策发布，推动“源荷协同”。2025年5月21日，国1.2.3.新增负荷；用电负荷的适用范围已有燃煤燃气自备电厂足额清缴可再生能源发展基金的存量负荷（通过压减自备电厂出力，实现清洁能源替代）；有降碳刚性需求的出口外向型企业。家与国家能源局发布《关于有新能源项目的适用范围支持尚未开展电网接入工程建设或因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源项目，在履行相应变更手续后开展绿电直连。序推动绿电直连发展有关事项的通知》，允许符合要求的市场主体自主选择绿电直连模式。绿电直连指风光生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，实现供给电量清晰物理溯源的模式，打破了电源需经过电网输送给负荷的传统模式。原则上由负荷作为主责单位，包括民营企业在内的各类经营主体（不含电网企业）可投资。项目电源可由负荷投资，也可由发电企业或双方成立的合资公司投资，直连专线原则上应由负荷、电源主体投资。投资主体1.项目风电和太阳能发电规模计入省级能源主管部门制定的新能源发电开发建设方案，用电负荷规模应有依据和支撑，直连线路、接入系统等按电压等级纳入省级或城市的能源电力和国土空间等规划，并按《企业投资项目核准和备案管理办法》等规定进行备案。建设要求2.3.直连线路应尽量减少线路交叉跨越，确需跨越的应做好安全措施。项目接入电压等级不超过220（330）千伏；确有必要接入220（330）千伏的，应由省级能源主管部门会同国家能源局派出机构组织电网企业、项目单位等开展电力系统安全风险专项评估，确保电网安全稳定运行。1.现货市场连续运行地区可采取整体自发自用为主，余电上网为辅的模式；现货市场未连续运行地区，不允许向公共电网反送。项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。上网电量占总可用发电量的比例上限由各省级能源主管部门结合实际确定，一般不超过20%。自发自用比例2.并网型绿电直连项目应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，充分提升项目灵活性调节能力，尽可能减小系统调节压力。在新能源消纳困难时段，项目不应向公共电网反送电。合理缴纳相关费用。绿电直连项目应按国务院价格、财政主管部门相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。各地不得违反国家规定减免有关费用。并网型绿电直连项目以项目接入点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行电费结算。费用缴纳各省落地省级能源主管部门应基于本省电力供需形势、消纳条件等实际情况，进一步细化就近就地消纳距离、上网电量比例、退出机制等具体要求。资料：国家，国家能源局，国投证券证券研究所绿电直连多元化场景应用模式点对点直销模式跨区域专线直供模式虚拟电厂（VPP）聚合直供模式通过数字化平台，将分散的“小容量绿电资源”（如户用光伏、小型工商业光伏、充电桩储能）聚合为“虚拟大电厂”，再通过统一调度向用户直供绿电。这种模式解决了碎片化绿电“单独直供成本高、调度难”的问题，实现了“小绿电”的规模化利用。隔墙售电直供模式在同一园区内，分布式绿电生产端（如屋顶光伏、园区风电）通过内部电网直接向园区内用户供电，实现“发电—用电”的就地平衡，无需依赖公共电网中转。这种模式因传输距离短、线损低、调度灵活，成为零碳园区、产业集群的首选方案。通过建设专用输电线路（通常为110kV及以上高压线路），实现绿电生产端（如大型风电场、光伏电站）与远距离用户（如跨省市的高耗能企业、城市负荷中心）的“点对点”直连供电。这种模式打破了地域限制，让负荷集中区能直接利用远方的优质绿电资源。通过现有公共电网线路（无需新建专线）实现直供，绿电在“厂界隔墙”范围内完成输送”。这种模式因无需大规模改造电网、协调成本低，成为中小企业共享绿电资源的便捷选择，也是当前政策鼓励的“就近消纳”重要形式。核心特征：地理距离极近、依赖“隔墙售电”试点政策、交易结构简单核心特征：供需范围集中、电源形式多元、运营主体统一核心特征：传输距离远、容量大、参与主体多元、电价机制灵活核心特征：资源碎片化整合、数字化调度为核心、参与主体轻量化资料：珠海西格电力科技有限公司，国投证券证券研究所发电侧：提升新能源就近消纳水平、减少输变电环节损耗

传统电力系统依赖“源-网-荷”三级架构，电站型电源需通过公共电网中转实现电能输送，尽管该模式保障了系统安全运行，但会抑制新能源发电项目的并网消纳能力，导致用户侧用电需求响应时滞增加、多级配电导致电网基建成本攀升与系统调度压力累积的等现象。本次通知提出“支持尚未开展电网接入工程建设或因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源项目，在履行相应变更手续后开展绿电直连”。绿电直连能防止因电网环节的容量限制对新能源发电形成制约，从而提升新能源的消纳率。直连用户可根据负荷大小确定合理的新能源建设规模，并可动态调整用户生产计划和用电方式，例如在新能源大发时段主动增加生产负荷提升新能源消纳。

同时，通知提出包括民营企业在内的各类经营主体（不含电网企业）可投资绿电直连项目，项目电源可由负荷投资，也可由发电企业或双方成立的合资公司投资。若项目电源和负荷不是同一投资主体，则应签订多年购电协议或合同能源管理协议。通知允许多元主体投资电源，有效拓宽了资金，推动项目落地。此外，绿电直连能缩短电力流路径，有效减少电网线路传输、变电站主变降压等中间环节的输变电损耗。资料：国投证券证券研究所用户侧：满足不同企业绿电需求，提供降本选择

绿电直连为出口型企业提供了绿电物理溯源。随着全球“双碳”趋势的推进，不同类型的企业具有多样化的绿电消费需求，尤其是高端制造、跨国企业等。欧盟碳边境调节机制（CBAM）不认可绿证，仅认可发电源和生产设施间直连技术，或电力生产商和消费者间签订的物理电力购买协议（。绿电直连采用专用输电线路实现电源与用户点对点直供，通过合理配置计量表计记录直供电量，助力企业满足ESG评级、碳足迹管理等绿电物理溯源需求。

绿电直连政策为高耗能降低用电成本提供了空间。在传统供电模式下，部分电解铝、钢铁、水泥、数据中心等用电大户会配套火电自备电厂或柴发，绿电直连政策下，配套新能源、储能和一些调度设施，可一定程度上实现用电电价的降低。成本端，通知明确“绿电直连项目应按国务院价格、财政主管部门相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。各地不得违反国家规定减免有关费用”。根据国家能源局就本次同志答记者问，绿电直连项目可通过挖掘自身调节潜力，增加新能源自发自用比例，减少并网容量需求和从公共电网获取的电量，合理节约电能量费用和系统调节费用，降低项目运行成本。因此，一般来说，电力用户从电网端购电部分需要缴纳相关费用，但绿电直连部分电量的备用费或将有所降低。资料：国投证券证券研究所11192号文明确新能源发电就近消纳收费方法

绿电直连政策出台后，市场争议围绕“自发自用部分的输配电费如何收取”，9月国家和能源局发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》(“1192号文”)，明确包括绿电直连项目在内的就近消纳模式输配电费及分摊费用收取方法，创新提出仅按容(需)量制一部制缴纳输配电费，完善了绿电直连项目经济性测算体系。

根据“1192”号文，按照“谁受益、谁负担”原则，对电力系统提供的稳定供应服务，就近消纳项目公平承担输配电费、系统运行费等费用；未接入公共电网的项目，不缴纳稳定供应保障费用。输配电费方面，按照单一容量制电价收取输配电费：即除了需要进行容量备份的项目外，一般项目输配电价不再执行“电量电价+容（需）量电价”两部制，只按照新的容（需）量电费按月缴纳。单一制容量电费+×=两部制容（需）量电费项目接网容量两部制电量电价×所在省份110千伏及以上工商业两部制用户平均负荷率×

月均730小时资料：朗新研究院，国投证券证券研究所1192号文明确新能源发电就近消纳收费方法

1192号文明确项目暂按下网电量缴纳系统运行费，逐步向按占用容量等方式缴费过渡，体现我国电改进入深水区后的特点。

在1192号文价格机制下，绿电直连项目与一般大用户项目经济性相比，在多个方面均具备经济性提升空间，但还存在稳定用电和市场结算两方面的限制前提：稳定用电方面，要求满足3项硬性指标项目:年自发自用电量>60%总可用发电量，年自发自用电量>30%总用电量，上网电量一般<20%总可用发电量(各省确定)。市场结算方面，要求项目作为一个整体参与市场，上网电量按市场价格结算，并且不纳入机制电量:下网电量直接参与市场，不得参与代理购电。绿电直连项目经济性影响因素对比影响因素购电成本电网直供就近消纳(绿电直连)市场交易价格x下网电量项目经济空间提升市场交易价格x用电量售电收益输配电费无绿电交易价格x上网电量单一制容量电价x接网容量(申报容量)直连专线线损率x发电量x度电发电成本系统运行费x下网电量提升提升提升提升/电量电费x用电量+容量电价x并网容量(负荷容量)上网环节综合线损率x用电量x线损费用市场交易价格系统运行费基金及附加电网配建成本系统运行费x用电量政府性基金及附加X用电量专变建设成本及运维费用政府性基金及附加x用电量专变建设成本及运维费用+直连专线建设成本及运维费用下降资料：朗新研究院，国投证券证券研究所新机制下自发自用比例提高有利于降低输配电费

国核电力规划设计研究院公示了绿电直连项目费用核算方法，给出了30MW负荷情况下，绿电直连项目两种输配电费计算方法的测算结果。根据测算，按容量缴费机制下，用户接入公共电网的容量越小，所需缴纳的输配电费就越低。绿电直连项目可通过挖掘灵活调节能力、自主配置储能等方式最大化提升电力电量自平衡能力，从而在满足自身安全可靠供用电的前提下，尽可能降低接入公共电网容量，从而降低需缴纳的输配电费。某绿电直连项目的输配电费测算结果类别方案140方案250方案363用户变压器容量(兆伏安)平均负荷(兆瓦)303030110kV容量电价(元/瓦·月)202020电量电价标准(元/千瓦时)0.06770.60.06770.60.06770.6平均负荷率根据1192号文按容量缴纳输配电费容量电费(万元/月)198.610480248.263100312.8114126现行容量电费(万元/月)按现行两部制输配电价模式缴费现行电量电费(万元/月)输配电费(万元/月)148.263228.263148.263248.263148.263274.263资料：国核电力规划设计研究院，国投证券证券研究所智算催生新型电力需求形态

2030年我国数据中心用电需求或达总用电量的5%。《数据中心综合能耗及其灵活性预测报告》（2025）指出，到2030年，我国数据中心用电负荷将达1.05亿千瓦，全国数据中心总用电量约为5257.6亿千瓦时，用电量将占到全社会总用电量的4.8%。中国信息通信研究院在2025年5月发布的《算力电力协同发展研究报告》中对我国算力用电需求进行了多情景预测，基于人工智能技术的发展轨迹，构建了高、中、低三种差异化发展情景：高情景下，人工智能爆发增长，2030年我国算力中心用电或超过

7000亿千瓦时，占全社会用电量5.3%；中情景下，人工智能匀速增长，2030年我国算力中心用电或超过4000亿千瓦时，占全社会用电量3.0%；低情景下，人工智能慢速增长，2030年我国算力中心用电将达到

3000亿千瓦时左右，占全社会用电量2.3%。我国算力中心用电需求预测全国数据中心用电量占比资料：国家能源局、中国信息通信研究院，国投证券证券研究所电力决定算力，绿色算力是发展的终局情况

2025年3月31日国务院新闻办公室举行的新闻发布会上指出，今年底要实现60%以上新增算力在国家枢纽节点集聚，新建大型数据中心使用绿电占比超过80%。绿色算力指围绕着算力生产、供给、运营、应用的全过程，通过融合推进算力设备、算力载体、算能协同和算用协同等多个环节的绿色低碳，实现现代化高质量算力的绿色化发展。对于能源测来说，算力需求与能源资源分布存在时空分布不均的问题，算力基础设施探索基于多能互补的能源供应和算能协同的空间布局成为必然趋势；对于需求侧来说，算力是未来数字化社会的基础，承担着全链条节能降碳的基础角色。绿色算力发展框架资料：中国信息通信研究院，国投证券证券研究所垃圾焚烧供电IDC是降低PUE的有效途径

IDC项目PUE要求趋严。2021年10月，国家发展改革委、工业和信息化部、生态环境部、市场监管总局、国家能源局联合发布《关于严格能效约束推动重点领域节能降碳的若干意见》（发改产业[2021]1464号）提出要加强数据中心绿色高质量发展，鼓励重点行业利用绿色数据中心等新型基础设施实现节能降耗。明确要求新建大型、超大型数据中心电能利用效率（PUE）不超过1.3。新建大型、超大型数据中心（即规模大于等于3000个标准机架数量的数据中心）原则上布局在国家枢纽节点数据中心集群范围内。2024年7月，国家发展改革委等部门关于印发《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》中进一步要求：到2025年底新建及改扩建大型和超大型数据中心电能利用效率降至1.25以内，国家枢纽节点数据中心项目电能利用效率不得高于1.2。

垃圾焚烧发电作为可再生能源的一种，其电力输出具备低碳属性，可满足IDC对绿电的规模化需求。以产能1000吨/日的焚烧项目为例，年上网电量可达1.17亿度，足以支撑2000台机柜的全年用电(单机柜功率5kW、PUE1.3)，垃圾焚烧发电具备以下优势：✓

发电稳定性：生活垃圾产生量受季节波动影响较小，垃圾焚烧发电项目年均利用小时数在6000小时以上，多数优质项目可达8000小时，焚烧发电的电力输出稳定性显著优于风、光等间歇性能源；✓

区位优势降低算力时延：垃圾焚烧项目多分布于城市生活区边缘，与人口密集区域的距离既能降低垃圾运输成本，又便于配套建设边缘计算中心；✓

废热利用优化能源效率：垃圾焚烧产生的热蒸汽可通过溴化锂制冷技术转化为冷能，与液冷设备协同降低IDC的PUE值。资料：国家发展改革委、能源发展网，国投证券证券研究所浦东黎明智算中心项目

黎明智算中心位于“浦发·零碳绿谷”内，项目于2023年5月15日获得上海市经信委能耗指标批复，于2024年7月开工建设，计划于2025年10月具备商运条件，为新区重点打造的绿色低碳智能算力基础设施。项目设计总功率18MW，规划部署48kW高密度机柜，目标建成超低PUE（1.18以下）的“绿色智算中心”。项目依托黎明垃圾焚烧发电厂能源优势，建成后将充分利用厂内蒸汽、热水等余热资源实现资源循环利用，并加快推动“厂内绿电”“光伏+储能”“溴化锂制冷技术”“LNG余冷技术”等绿色低碳技术应用落地。优势具体内容园区内2000吨/日的垃圾同焚烧发电设施结合，将垃圾处理产生的电能和余热转化为数据中心的动力和冷源，实现了“以废换能、以能促算”，为东部经济具体路径核心区发展高性能算力提供了独特的绿色解决方案。绿电直供余热制冷约70%的电力由垃圾焚烧产生的绿电就近直供，通过产权一体化设计突破“隔墙售电”限制，年均可减少输配电损耗4%。创新性利用垃圾焚烧产生的蒸汽余热，驱动溴化锂吸收式制冷机为数据中心降温，大幅减少了传统电制冷的能耗。低成本电力盈利模式清晰垃圾焚烧发电的度电成本约0.43元，远低于东部地区0.63-0.72元的工业电价，仅电费每度即可节省46.5%。在“算电一体化”模式下，即使未来脱离国家与地方补贴，仅凭向IDC直供电的约0.57元/度差价，也能实现可观的内部利润，商业模式具备可持续性。优质垃圾焚烧项目年有效运行小时数可达8400小时，城市生活垃圾供应量持续且稳定，避免了风光电“靠天吃饭”的波动性，为算力中心提供了7x24小时稳定可用不间断的能源保障。资料：浦东发布、思瀚产业研究院公众号，国投证券证券研究所绿电直连要求源荷匹配，催生储能新需求

《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》中明确要求：并网型项目应按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型和装机规模。现货市场连续运行地区可采取整体自发自用为主，余电上网为辅的模式；现货市场未连续运行地区，不允许向公共电网反送。项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。并网型绿电直连项目应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，充分提升项目灵活性调节能力，尽可能减小系统调节压力。政策

绿电直连催生负荷侧储能需求，开辟储能增长新空间。过去储能项目更多围绕着满足电网侧和发电侧的稳定性和消纳需求。随着绿电直连政策的推行，负荷侧工业和商业用户为平抑新能源发电的间歇性和波动性，具备主动配储需求。且此次新政鼓励民企投资绿电直连项目，是对现有电力系统“物理逻辑”与“调度逻辑”的双重松绑，民企的灵活性和创新性有望在直连项目中担任重要角色。市场技术波动性管理储能配套

《通知》允许绿电直连项目作为整体参与电力市场，对于储能来说，除了可通过电价套利之外，储能富余电量可返售电网，丰富盈利模式。资料：国家发展改革委、中国金融四十人论坛公众号、AI云原生智能算力架构公众号，国投证券证券研究所虚拟电厂：聚合电源、负荷与储能资源，形成协同单元

2025年4月11日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》。这是首份国家级虚拟电厂专项政策，明确了虚拟电厂的定义和定位；提出到

2027年，虚拟电厂建设运行管理机制成熟规范，参与电力市场的机制健全完善，全国虚拟电厂调节能力达到

2000万千瓦以上；到

2030年，虚拟电厂应用场景进一步拓展，各类商业模式创新发展，全国虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦以上。绿电直连项目天然具备“源荷成套”的特征，非常适合接入虚拟电厂平台。一方面，多个直连项目之间可以通过虚拟电厂协调互济，某项目富余电力可经市场交易支援另一区域负荷，反之亦然，从更大范围优化资源利用。另一方面，直连项目内部的可调负荷和储能也可作为虚拟电厂节点，提供辅助服务获取收益。政策要点1.2.到2027年：管理机制成熟规范，市场机制健全完善，全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上。到2030年：应用场景进一步拓展，商业模式创新发展，全国虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦以上。一、总体要求1.虚拟电厂的定义。虚拟电厂是基于电力系统架构，运用现代技术，聚合分布式电源、可调节负荷、储能等分散资源，协同参与电力系统优化和电力市场交易的新型经营主体和电力运行组织模式。二、虚拟电厂定义和定位2.虚拟电厂的功能定位。虚拟电厂对增强电力保供能力、促进新能源消纳、完善电力市场体系具有重要作用。在系统运行方面，可提供调峰、调频、备用等多种调节服务。在需求侧管理方面，可组织负荷资源开展需求响应。在市场交易方面，可聚合分散的资源参与市场交易。1.2.培育主体

。省级制定发展方案，培育不同特点的虚拟电厂主体；鼓励能源企业、产业链上下游企业、民营企业等多方投资参与。丰富模式

。公平参与电力市场或需求响应获取收益；鼓励业务创新，提供节能服务、能源数据分析、碳交易等综合能源服务，拓宽收益渠道。三、因地制宜发展四、建设运行管理1.2.建设运行机制。省级主管部门制定管理办法，统一管理规范，明确从项目建设到上线运行的全流程，并动态监测评估。接入调用机制。参与需求响应：接入新型电力负荷管理系统；参与电力市场：接入电力调度自动化系统（或通过负荷系统参与部分交易）；电力机构需做好接入服务、能力评估和高效调用。3.资源聚合要求。运营商需建立技术支持系统；所聚合资源原则上应位于同一市场出清节点；单一资源不得被重复聚合。1.2.3.4.市场准入。满足注册及市场准入要求后，可按独立主体身份参与各类电力市场。初期可适当放宽准入要求。电能量市场。作为新型经营主体整体参与中长期和现货市场，应具备售电公司资质。健全价格机制，探索跨省交易。辅助服务市场。加快向虚拟电厂开放，完善交易品种和价格机制，公平设定价格上限，建立适应性的考核机制。需求响应。完善市场化需求响应机制，合理确定补偿标准和解摊机制。五、参与电力市场机制1.2.3.4.系统安全。接受统一调度，执行涉网安全规定，满足网络安全防护要求，纳入电力安全应急演练。自身安全。运营商加强安全管理，明确安全责任，加快网络安全防护体系建设，加强数据安全管理。技术创新。加强资源聚合、智慧调控、交易决策、安全评估等关键技术攻关，推进智能量测与通信技术研发。标准体系。加快制定聚合响应、并网调控、数据交互、安全防护等技术标准，通过技术指引填补空白领域。六、安全与技术七、组织实施1.2.3.责任分工。省级主管部门：牵头建立工作机制，编制政策文件；电网/市场机构：提升服务水平；运营商：高效组织资源互动。派出机构：加强监管。支持政策。积极落实“两新”政策，给予资金支持；鼓励金融机构提供低息贷款、绿色债券等金融支持。评估推广。国家层面总结推广先进经验，省级层面加强宣传培训和政策解读，培育先进运营商。资料：国家发展改革委、国家能源局，国投证券证券研究所三、非电利用：拓展新能源多能综合利用的广阔空间非电消费两大主线：可再生能源供冷（热）及生物燃料

可再生能源供热（冷）为工业企业提供清洁消费可量化途径。《“十四五”可再生能源发展规划》首次提出可再生能源非电利用的具体目标，即规模要达到6000万吨标准煤以上，其中最主要的应用就在供热领域。对于钢铁、建材、石化、化工等主要依赖热能而非电力的工业企业，此前行业使用的“绿热”缺乏官方的价值认定和核算通道。非电消费纳入国家层面考核为绿热提供了环境价值实现渠道，使其清洁能源消费能够被量化和被认可，有助于行业应对欧盟碳边境调节机制(CBAM)等国际规则。氢基能源产业链示意图

氢基能源及生物质非电利用为多领域提供低碳燃料新途径。以绿氢、绿氨、绿醇为代表的氢基燃料和生物质技术路线下生成的燃料近年来随着技术突破、下游产业化发展，在低碳大趋势下重要性日益凸显。长期看，氢基燃料和生物质燃料是交通、工业等多领域强力脱碳的必行之路，2025年8月，国家能源局正式公示第一批绿色液体燃料技术攻关和产业化试点的9个项目，聚焦绿色甲醇、绿氨和纤维素乙醇三条技术路线。通过规模化产能布局、多元技术路线创新，有望实现绿色燃料的规模化、商业化闭环突破。资料：IRENA，国投证券证券研究所国内：清洁能源非电利用重要性日渐凸显，当前不足1%

清洁能源消纳压力较大，技术突破带来非电消纳新选择。新能源装机高速增长和供需区域不匹配带来消纳压力，2025年1-7月，全国风电利用率为93.8%，同比下降2.5pct，全国光伏发电利用率为94.7%，同比国内支持可再生能源非电消纳的相关政策政策文件实施领域工业领域核心举措目标下降2.4pct。目前，新能源非电利用规模占全国能源消费总量比重不足1%，随着技术突破、产业成本下降，新能源非电利用路径逐渐清晰。《加快工业领域清洁低碳氢应用实施方案》推动清洁低碳氢应用，推动绿色制氢产业发展2027年实现工业低碳氢规模化应用

可再生能源非电消费首次被国家层面纳入考核。2025年10月，国家发布关于向社会公开征求《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法（征求意见稿）》意见的公告。明确可再生能源消费最低比重目标分为可再生能源电力消费最低比重目标和非电消费最低比重目标两类，其中非电消费最低比重目标包括可再生能源供热（制冷）、可再生能源制氢氨醇、生物燃料等可再生能源非电利用种类。这是国家层面首次将可再生能源非电消费比重纳入考核。《国家发展改革委等部门关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》推动清洁能源替代，重点提升可再生能源供给能力两个五年计划期间可再生能源的总体性大规模应用全社会确定重点用能行业的可再生能源电力消费和非电消费最低比重目标，进行对应考核《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任

重点用能行业权重制度实施办法》不断推动能源体系绿色转型资料：国家，国家能源局，国投证券证券研究所可再生能源供热/制冷：冷热电联供

热电联产是使用煤、天然气和生物质等能源产生热量和电力的高效能源利用方式。我锅的工业锅炉一般热效率为50%-60%（容量大的锅炉为70%-80%），热电联产的电站锅炉热效率在80%～90%之间，热效率提升明显。同时，部分热电厂还可回收冷却塔余热供热，增加供热能力，产生节水、节煤效益，并可取缔燃煤小锅炉。在国家“双碳”战略和能源结构转型的推动下，我国热电联产行业正朝着能效提高与碳排放减少、智能化与清洁化方向发展。截止2024年底，全国并网热电联产装机容量达到2.2亿千瓦，较上年同比增长3.5%。根据博研咨询，预计2025年中国并网热电联产装机容量将攀升至2.35亿千瓦，同比增长约6.8%。

可再生能源冷热电联供（RE-CCHP）以可再生能源作为能量输入，借助太阳能、风能等的时空互补特性实现冷热电综合供应,显著提升能源利用效率和系统可靠性，

对可再生能源的大规模高效利用和节能减排具有重要的意义。典型的RE-CCHP系统架构图政策名称颁布单位及时间主要内容《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》国家发展改革委等部门2024年10月在保障好居民冬季取暖前提下，推进热电联产机组供热范围内燃煤锅炉关停整合，因地制宜推进耦合生物质燃烧技术改造，鼓励发展大容量燃煤锅炉掺绿氨燃烧。《加快推域节能降碳工作方案》筑领因地制宜推进热电联产集中供暖，支持建筑领域地热能、生物质能、太阳能供热应用，开展火电、工业、核电等余热利用。国务院办公厅

2024年3月《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027

年）》实施低碳化改造建设的煤电机组应满足预期剩余使用寿命长、综合经济性好等基本条件，新上煤电机组须为已纳入国家规划内建设项目。优先支持采用多种煤电低碳发电技术路线耦合的改造建设项目。国家发展改革委、国家能源局

2024年6月提出充分发挥30万千瓦及以上热电联产电厂的供热能力，对其供热半径30公里范围内的燃煤锅炉和落后燃煤小热电机组（含自备电厂）进行关停或整合。支持30万千瓦及以上燃煤发电机组进行供热改造或异地迁建为热电联产机组。《浙江省空气质量持续改善行动计划》浙江省人民政府

2024年5月资料

：《2025年中国并网热电联产行业市场前景预测及投资价值评估分析报告》、李高潮等《基于可再生能源的冷热电联供系统集成配置与运行优化研究进展》、国投证券证券研究所非电储能：解决联供系统的时间错配问题

非电储能主要包括物理储能（抽水蓄能/压缩空气储能/重力储能）、化学储能（氢能储能/合成燃料储能/生物质储能）以及热能储能（显热储能/水储热/相变储热）。其中，显热储热（熔盐储热）作为单独的储能单元模块在火电灵活改造、工业蒸汽生产中具有较大潜力。非电储能表类型物理储能具体类型抽水储能优点缺点选址受限、优质资源饱和、建设周期长等问题，难以完全匹配风光发电存储需求应用最广、技术最成熟、转化效率高、度电成本低压缩空气储能重力储能适配风光大基地选址，方便就近储能、度电成本较低能源转化效率高、初始投资低能量转化效率低、需配套储库示范阶段，仍未进入商用阶段氢能储能储能时长无上限，可实现跨季节存储，适配新能源弃电能量密度高、存储周期长、兼容性强转化效率低、存储成本高化学储能热能储能合成燃料储能生物质储能显热储热（熔盐储热）相变储热转化效率低、设备投资和运行成本高、燃烧或产生污染物能量密度低、原料受客观条件影响大、规模化生产难度大初始投资高原料广泛、技术成熟度高、兼顾固废处理放热时间长、储热密度大、使用年限长、深度匹配长时储能需求储能密度高、体积紧凑成本低、技术成熟成本高、传热性能差、技术复杂度高储能密度低、存在自然散热缺点、温度调节范围有限水储热资料：中关村储能产业技术联盟，国投证券证券研究所熔盐储热高度适配大基地光热电站

熔盐储能高度适配于西北地区的风光大基地及光热电站，可以有效帮助缓解新能源领域弃电多、消纳难的问题。其利用大量反射镜以聚焦的方式将太阳直射光聚集起来，加热熔盐并进行储存，再利用高温熔盐产生高温高压的蒸汽，驱动汽轮发电机组发电。由于大规模储热系统的存在，太阳能热发电可以实现连续、稳定、可调度的高品质电力输出。按照国际能源署预测，中国光热发电市场到2030年将达到

29GW装机，到2040年翻至88GW装机到2050年将达到118GW。熔盐储能作为光热电站的重要组成部分具备广阔的发展前景。

以青海格尔木350MW塔式光热项目为例，该项目是目前全球单机规模最大的光热发电项目，总投资约54.35亿元，采用我国自主研发的塔式熔盐储能光热发电核心技术，项目于2025年10月开工，计划于2027年9月底前全容量并网发电。项目采用三塔一机设计方案，配置14小时熔盐储热系统，镜场总面积约330万平方米，建成后预计每年可产生清洁电量约9.6亿千瓦时，相当于节约标准煤26.34万吨，减排二氧化碳72万吨

。资料：《基于高温熔盐储热的火电机组灵活性改造技术及其应用前景分析》李峻、浙江可胜科技官网、新浪网、国投证券证券研究所“十五五”期间零碳园区成核心增量场

“十五五”期间新建100个国家级零碳园区，绿色低碳增量空间广阔。根据国家，我国将在“十五五”时期，力争建成100个左右国家级零碳园区。截至2025年上半年，全国已建成和在建的零碳园区超过200个，覆盖钢铁、化工电子信息、高端制造等重点行业。全球范围内，截至2025Q1，全球零碳园区数量突破1200个，中国占比达38%，成为增量市场的核心驱动力。

零碳园区建设正式纳入中央资金支持范畴，给予20%中央预算补贴。2025年9月，国家印发《节能降碳中央预算内投资专项管理办法》，零碳园区建设正式纳入中央资金支持范畴，对零碳园区的供能设施建设、基础设施改造、工艺降碳改造等项目，按核定总投资的20%给予中央预算内投资支持。低碳化转型背景下，零碳园区形成四大特色模式：（1）能源转型模式：源网荷储一体化；（2）数字化与智能优化模式；（3）产业共生与生态循环模式；（4）绿色制造与零碳建筑模式。模式发展路径特点将能源系统的"源"(清洁能源生产)、(智能电网传输)"荷"(需求

要求因地制宜发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿色电力直接供应模式；侧响应)、"储"(储能调节)四大环节深度融合，形成自给自足、

鼓励参与绿证绿电交易，探索氢电耦合开发利用模式；储能成为刚性需求；虚拟电源网荷储一体化模式灵活调控的微电网生态厂深度参与电力市场交易，进一步将其储能资产货币化。采用

"数字孪生

+碳足迹"双轮驱动模型，实时演算不同场景下的碳排放曲线，形成动态碳账本；数字孪生层基于物理引擎构建园区能源网络动态模型，实现能源供需的沙盘推演；在园区各个节点布设物联网终端，秒级采集能耗、碳排、环境、设备状态等多维数据；通过构建物理园区的虚拟镜像，实时监测能源流动、碳排放动态和设备状态，通过

AI算法进行预测性分析和自动能源调度，使园区系统进化为"自感知、自决策、自优化"的智能体。数字化与智能优化模式通过系统化的产业协同，将园区内的废弃物、余热和副产品转化

形成

"气

—

电

—

热

—

肥"联产模式：生物天然气供居民做饭取暖，热电联产为有价值的资源，实现最大限度的闭环循环

项目提供绿色电力和集中供热，沼渣沼液制成生物有机肥反哺农田产业共生与生态循环模式通过

"以绿制绿"的模式，园区引导传统产业进行深度脱碳路径的探索；广泛推广近零能耗建筑标准，采用绿色建筑和

BIPV（光伏建筑一体化）等技术。对生产设备进行智能化改造，实施全方位、多层次的生产过程节能措施，降低单位生产值的能源消耗。绿色制造与零碳建筑模式资料：腾讯网、国投证券证券研究所我国第一批绿色液体燃料试点项目公布，规模化可期

2025年8月，国家能源局正式公示第一批绿色液体燃料技术攻关和产业化试点的9个项目，聚焦绿色甲醇、绿氨和纤维素乙醇三条技术路线。文件要求试点项目需于2026年12月底前建成投产、2027年6月底前实现高负荷稳定生产。其中绿色甲醇6个、绿氨2个、纤维素乙醇1个，布局于吉林、内蒙古、黑龙江、辽宁、江苏等地。与此前的研发示范阶段相比，本轮这些项目通过规模化产能布局、多元技术路线创新，实现了绿色液体燃料的规模化、商业化闭环突破。绿色液体燃料技术攻关和产业化试点项目（第一批）产能规模项目名称实施单位建设地点技术路线预计投产时间万吨/年项目采用“粉碎+汽爆+酶解发酵+多级差压精馏+分离蒸发”技术，构建醇-电-汽联产绿色可再生循环经济模式。2026年12月底前建成投产、2027年6月底前实现高负荷稳定生产国投生物3万吨/年纤维素燃料乙醇项目

国投先进生物质燃料（海伦）有限公司黑龙江绥化3项目采用纯氧加压生物质流化床气化技术，原料适应性强、单炉处理能力大、操作弹性高。洮南市风电耦合生物质绿色甲醇一体化项目上海电气绿源科技（吉林）有限公司52025.7.15已正式投产吉林白城项目采