2025年能源行业整体形势与成就 - 2025年能源供应保障能力有效提升 供需总体宽松 行业健康有序发展 新型能源体系建设基础持续夯实 [1] - 2025年是“十四五”以来能源保供成效最好的一年 规上工业原煤产量同比增长1.2% 原油、天然气产量分别同比增长1.5%和6.2% 双创历史新高 [2] - 一批特高压直流输电工程投产送电 电力系统互补互济水平持续提升 [2] 绿色低碳转型关键进展 - 2025年全国风电、光伏新增装机超过4.3亿千瓦 累计装机规模突破18亿千瓦 可再生能源发电装机占比超过六成 [2] - 2025年可再生能源发电量达到约4万亿千瓦时 超过欧盟27国用电量之和（约3.8万亿千瓦时） [2] - 针对光伏行业阶段性供需失衡的综合整治措施取得积极成效 2025年底多晶硅、硅片价格分别达到53.86元/千克、1.329元/片 较年度最低点分别提高52.0%和35.6% [2] 能源保供与市场运行 - 通过强化生产调度与市场监管 煤炭实现稳产稳供稳价 2025年底环渤海港口5500大卡动力煤现货价格达到690元/吨 较年度最低点上升75元/吨 [2] - 2026年1月受寒潮影响 全国最大电力负荷连续三天创冬季新高 首次突破14亿千瓦 最高达14.33亿千瓦 [3] - 入冬以来 华北、西北、东北3个区域电网和14个省级电网负荷累计86次创历史新高 [3] - 2026年1月27日全国统调电厂电煤库存2.2亿吨 可用26天 秦皇岛港5500大卡动力煤长协价格684元/吨 环渤海港口现货价格694元/吨 迎峰度冬煤炭供应基础坚实可靠 [3] - 截至2026年1月27日 全国采暖季天然气累计消费量1195.2亿立方米 同比增长4.6% 国产气和进口管道气维持高位平稳运行 储气库和LNG接收站调节能力充足 [4] 电网建设与转型规划 - 建成世界规模最大、技术最复杂的交直流混联大电网 累计建成投运“24直21交”45条特高压输电通道 “西电东送”输送能力达3.4亿千瓦 [5] - 近期印发《关于促进电网高质量发展的指导意见》 提出到2030年初步建成以主干电网和配电网为基础、智能微电网为补充的新型电网平台 [6] - 主干电网聚焦“强骨架、保安全、畅循环” 发挥电力供应“压舱石”和资源配置“主动脉”作用 [6] - 配电网着力“强基础、提能力、促互动” 支撑分布式新能源发展 [6] - 智能微电网重在“促消纳、提可靠、拓场景” 作为自平衡自调节的新业态载体 促进新能源就近消纳 [6] - 下一步将推动电网适度超前建设 强化重大项目要素保障 加快项目前期工作 加大各级电网项目投资力度 [6] 面向2030年的发展目标与路径 - 2030年目标为初步建成新型能源体系 非化石能源消费比重达到25% 新能源发电装机比重超过50%并成为电力装机主体 [7] - “十五五”时期将从供需两侧协同发力确保非化石能源消费比重稳步提升 [8] - 供给侧坚持风光水核多能并举 推动风电、光伏发电保持年均2亿千瓦的增长节奏 积极安全有序发展核电 [8] - 消费侧推进工业、建筑、交通等重点领域节能降碳 扩大绿电利用规模 提高终端用能电气化水平 [8] - 围绕新能源装机主体目标 以“四化”举措系统推进：供给多元化（加快“沙戈荒”及水风光一体化基地、海上风电、分布式新能源建设） 产业集成化（与算力、绿氢等融合） 拓展非电化（风光制氢氨醇、供热供暖等） 消费协同化（压实绿电消费责任 健全绿证交易机制 加强电—碳—证市场协同） [8] - 围绕“十五五”能源规划重大问题 已形成新型能源体系及电力、可再生能源等5个分领域能源规划 “十五五”能源规划预计2026年上半年出台 [9]

绿证交易市场概况 - 2025年全国绿证交易量达9.30亿个，较2024年的4.46亿个实现翻倍[2] - 2025年共计核发绿证29.47亿个，其中可交易绿证为18.93亿个[2] - 在交易结构中，绿色电力交易绿证为2.50亿个[2] 绿证价格表现与分化 - 不同核发年份的绿证交易价格呈现分化趋势[1] - 核发年份为2025年的绿证，平均交易价格从4月的每个4.12元涨至8月的每个8.10元，12月回落至每个5.15元[2] - 核发年份为2024年的绿证，价格在2025年4月后维持在2元以上，至12月回落至每个1.12元[2] - 价格分化反映了市场对不同核发年份绿证价值的差异化预期，存量绿证因政策适用性下降而被折价交易[2] 市场活跃的驱动因素 - 政策驱动是核心因素，2025年3月发布的《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》提出提升重点行业绿色电力消费比例，并明确绿证可作为核算凭证[2] - 企业ESG信息披露需求及产品出海需要，增强了采购绿证的意愿[2] - 绿证交易为可再生能源项目带来直接收入，可对冲电价下滑压力，提升项目收益率和投资吸引力[3] 相关公司受益情况 - 内蒙古能源集团2025年核发可交易绿证超800万个，较2024年增长超330%，绿证销售额突破1600万元[3] - 云南能投在2025年前三季度交易绿证248.4万张，累计带来收益489.18万元[3] - 金开新能在2025年上半年完成绿证交易92.52万张，并将绿证交易作为收益补充和风险对冲手段[3] - 华银电力预计2026年度向关联方出售碳资产及绿证的金额不超过0.5亿元[3] 市场未来展望 - 预计2026年绿证市场将迎来供需双增，存在阶段性供需错配机会[4] - 需求侧因绿色电力消费比例目标覆盖行业扩围而增长，供给侧因可再生能源发电高速增长而增加[4] - 第一和第四季度为需求方集中采购时段，价格预计走强[4] - 绿证市场持续活跃与规范发展，将为可再生能源发展提供稳定的市场需求与收益保障，并引导高耗能行业绿色转型[4]

绿证市场整体表现 - 2025年全国绿证交易量达9.30亿个，较2024年的4.46亿个实现翻倍增长 [1] - 2025年共计核发绿证29.47亿个，其中可交易绿证为18.93亿个 [1] - 绿证交易价格呈现分化，2025年核发的绿证价格在4月为每个4.12元，8月涨至8.10元，12月回落至5.15元；2024年核发的绿证价格在12月回落至每个1.12元 [1] - 市场对不同核发年份绿证价值存在差异化预期，存量绿证因政策适用性下降而被折价交易 [1][2] 政策与市场驱动因素 - 2025年3月，国家五部门发布文件，提出提升钢铁、有色、建材、石化、化工、数据中心等重点用能单位的绿色电力消费比例，并明确绿证可作为核算凭证 [2] - 企业ESG信息披露需求及产品出海需要，增强了采购绿证的意愿 [2] - 绿证市场活跃的核心驱动力来自政策驱动和市场供需关系推动 [2] 新能源企业受益情况 - 绿证成为可再生能源项目的直接收入来源，可对冲电价下滑压力，提升项目整体收益率和投资吸引力 [2] - 内蒙古能源集团2025年核发可交易绿证超800万个，较2024年增长超330%，绿证销售额突破1600万元 [3] - 云南能投2025年前三季度交易绿证248.4万张，累计带来收益489.18万元 [3] - 金开新能2025年上半年完成绿证交易92.52万张，并将绿证交易作为收益补充和风险对冲手段 [3] - 华银电力预计2026年向关联方出售碳资产及绿证的金额不超过0.5亿元 [3] 市场未来展望与供需分析 - 预计2026年绿证市场将迎来供需双增，并存在阶段性供需错配机会 [3] - 需求侧因绿色电力消费比例目标覆盖行业扩围而增长，供应侧因可再生能源发电持续高速增长而增加 [3] - 第一和第四季度为需求方集中采购时段，价格预计走强 [3] 对高耗能企业的意义与警示 - 绿证价格上涨将增加高耗能企业的采购成本，短期带来压力，但长期将倒逼企业绿色转型并促进绿色投资 [3] - 企业应避免陷入依赖绿证抵消碳排放的误区，绿证不是实现碳中和的万能解药 [1][3] - 企业应将自身能源结构优化和能效提升放在首位，在应减则减的基础上购买绿证 [3] 市场长期意义与协同机制 - 绿证市场持续活跃与规范发展，将为可再生能源发展提供稳定的市场需求与收益保障 [4] - 绿证市场引导高耗能行业与企业加快绿色转型 [4] - 绿色电力消费机制与全国碳市场协同，形成碳定价与绿证激励双轮驱动的格局，为双碳目标奠定基础 [4]

2025年12月及全年可再生能源绿色电力证书核发与交易数据 - 2025年12月，国家能源局核发绿证2.11亿个，涉及可再生能源发电项目68.87万个，其中可交易绿证1.50亿个，占比71.32% [1] - 2025年1月至12月，国家能源局共计核发绿证29.47亿个，其中可交易绿证18.93亿个 [1] 2025年12月及全年分类型绿证核发情况 - 2025年12月核发绿证总计21099万个，其中风电9278万个，太阳能发电4748万个，常规水电5779万个，生物质发电1131万个，其他可再生能源发电162万个 [2] - 2025年1-12月累计核发绿证294691万个，其中风电103903万个，太阳能发电67213万个，常规水电105205万个，生物质发电16534万个，其他可再生能源发电1832万个 [2] 2025年12月及全年绿证交易情况 - 2025年12月，全国交易绿证2.02亿个，其中绿色电力交易绿证2275万个 [3] - 2025年1-12月，全国共计交易绿证9.30亿个，其中绿色电力交易绿证2.50亿个 [3] 2025年12月及全年分类型绿证交易情况 - 2025年12月交易绿证总计20230万个，其中风电9415万个，太阳能发电8931万个，生物质发电1421万个，其他可再生能源发电463万个 [5] - 2025年1-12月累计交易绿证93050万个，其中风电44116万个，太阳能发电42091万个，生物质发电4488万个，其他可再生能源发电2354万个 [5] 2025年12月绿证交易价格情况 - 2025年12月，电量生产年为2024年的绿证交易平均价格为1.12元/个，交易数量为2073万个，价格环比下降73.82% [5][7] - 2025年12月，电量生产年为2025年的绿证交易平均价格为5.15元/个，交易数量为12176万个，价格环比微降0.22% [5][7]

业务运营与成本 - 垃圾焚烧发电业务成本需考虑特许经营权摊销 维护与修理及运营成本 具体占比可参考公司定期报告 [2] - 顺控环投热电项目在成本控制和盈利水平方面处于行业内较优水平 [2] 发展战略与收购 - 收购华新彩印是战略与机会结合的结果 旨在开辟第二增长曲线 [2] - 收购主要因环保行业受地方政府财政影响大 且行业进入成熟期 由增量竞争转向存量竞争 [2] - 公司寻求兼具市场化 现金流好 具备一定发展规模和整合机会的产业 华新彩印符合此战略需求 [2] 行业关注与未来规划 - 公司将持续关注行业发展动态 在做强做优公共事业基础上寻找新业务增长点 [2] - 公司将根据自身情况择机进入环保细分行业或新兴领域 [2] - 当前业务集中在生活领域固废处理 对新能源领域资源化处理保持关注 但尚未开展相关业务 [2] 行业风险与应对措施 - 国内部分区域垃圾焚烧发电项目面临垃圾量不足问题 存在开挖填埋场增加处理量的情况 [2] - 为应对行业风险 公司采取以下措施：与政府部门保持良好沟通 通过协同处理一般工业固废 农林废弃物提高运营水平和盈利能力 积极参与绿证交易践行绿色发展理念 [2]

文章核心观点 - 内蒙古能源集团新能源公司在2025年绿证市场量价齐升的背景下，通过依托区域资源与政策优势、实施精准交易策略，实现了绿证销量与销售额的跨越式增长，为行业树立了运营标杆并推动了企业绿色转型 [1][2][3] 销量与收益表现 - 2025年全年核发可交易绿证超800万个，同比增幅超过330% [1] - 2025年生产绿证销售额突破1600万元，成为企业营收新的增长点 [1] - 作为内蒙古绿电交易试点的核心参与主体，公司绿证销量稳步提升，充分释放了绿电资产的环境价值 [1] 市场价格与交易策略 - 2025年国内绿证市场呈现“新证高价、存量低价”的分化特征 [1] - 公司精准把握市场节奏，锁定高价区间提升收益，聚焦交易当年生产的风电绿证，规避了存量绿证价格低迷的风险 [1] - 公司构建多元化交易体系，深度参与蒙西电力多边交易市场，采用“电证捆绑”为主、单独交易为辅的模式 [2] - 公司积极对接区内高耗能企业及战略新兴产业客户，满足其绿电消费与ESG报告披露需求 [2] - 全年中长期绿证交易占比达80%，保障了绿证销售的稳定性 [2] 政策赋能与产能支撑 - 2025年3月，国家发改委等五部门发布《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》，以及内蒙古新能源全面入市政策，催生了市场刚性需求 [2] - 公司新能源板块推进新增新能源装机容量加速落地，为绿证供给提供了坚实的产能基础 [2] - 公司依托区域新型储能规模优势，保障绿电稳定供应，进一步提升了绿证认可度 [2] - 公司借助蒙西电力市场取消新能源交易比例上限、优先开展新能源交易的政策红利，提前锁定中长期交易订单 [2] 未来发展规划 - 公司将持续聚焦风电、光伏等核心业务，扩大绿电产能规模 [3] - 公司将深化与区内外市场主体的合作，携手探索绿证与碳足迹管理衔接的创新路径 [3] - 随着内蒙古“沙戈荒”基地及外送通道建设推进，公司新能源绿证业务有望进一步突破区域边界，为全国能源结构转型贡献力量 [3]

全国统一电力市场发展规划 - 国家层面提出分“三步走”建设全国统一电力市场：到2025年初步建成，市场顶层设计基本完善；到2029年全面建成，实现市场基础制度规则、监管、设施的统一与联通；到2035年完善市场，实现全国统一基本规则、技术标准和运营监管 [1] 当前电力市场面临的挑战 - **新能源消纳压力加剧**：2024年全国风电、光伏发电量同比分别增长16%、44%，但消纳红线松动，部分地区新能源利用率可降至90%，且跨省灵活送电机制推进缓慢 [2] - **电力交易机制亟待完善**：中长期交易价格与现货关联弱、流动性不足；现货市场规则不统一，价格引导作用不充分；辅助服务市场品种单一、参与主体有限，费用多由发电侧分摊 [2] - **新能源绿色环境价值未充分体现**：2024年绿证交易均价折合度电价格不足0.6分，远低于其环境价值与国际水平；绿电环境溢价普遍偏低，部分省份甚至低于煤电均价，根源在于自愿认购激励不足及省间交易壁垒 [2] 破解困局与机制改革建议 - **完善可再生能源消纳促进机制**：建议将消纳责任从省级政府落实到用电主体，并制定统一明确的处罚措施；建议与全国碳市场扩围联动，为钢铁、水泥、电解铝等行业设定明确的绿电消费比例要求 [4] - **完善适应新能源特性的电力交易机制**：建议逐步放宽新能源签约中长期交易合约比例，开展更短周期、更高频率的中长期交易；适当放宽现货市场价格上限，使其与用户失负荷价格挂钩；在辅助服务市场中增加爬坡、系统惯性等品种，调动用户侧资源参与，并向用户疏导费用 [5] - **完善新能源绿色环境价值兑现协同机制**：建议加快推动绿证成为产品碳足迹核算、绿色金融认证、ESG评价的主要凭证；将光伏、电池、新能源汽车等重点出口行业的绿电消费比例与出口退税等政策关联；研究绿证价格与碳市场配额价格的联动机制，并推动我国绿证与国际主流绿证互认 [5][6] 市场建设的核心意义与未来展望 - 建设全国统一电力市场的核心在于还原电力的商品属性，以市场化手段解决效率问题，在更大范围内打破省间壁垒，实现资源优化配置 [7] - 统一市场能提升电力系统对高比例新能源的适应能力，为产业链上下游提供清晰稳定的价格信号，引导清洁能源投资与技术创新由“政策驱动”向“市场驱动”过渡 [7] - 全国统一电力市场是培育能源领域“新质生产力”的重要基础设施，也是应对国际绿色贸易壁垒、提升全球气候治理话语权的有力武器，将驱动能源绿色转型并夯实国家能源安全根基 [8] - 构建全国统一电力市场是一项复杂的系统工程，需要政府部门、电网企业、发电集团及用电主体协同发力 [9]

行业投资评级 - 投资评级为“看好”，并维持此评级 [10] 报告核心观点 - 绿证市场呈现“量增价稳”态势，单月交易规模创历史新高，供需矛盾持续缓解，为绿证价格提供长期支撑，并催化行业公用事业属性与成长性叙事的修复 [2][12] - 火电大规模新增装机落地将显著增强电力系统调节能力，有助于缓解新能源消纳压力及平滑电价波动 [2][12] 绿证市场分析 - **交易规模**：2025年11月全国交易绿证13212万个，同比增长143%，创单月历史新高 [2][12] - **累计交易**：2025年1-11月全国共计交易绿证7.28亿个，同比增长119% [12] - **交易占比**：1-11月交易绿证占核发可交易规模的比重达到41.81%，较2024年全年提升27.65个百分点，显示供过于求矛盾持续缓解 [2][12] - **交易价格**：11月份，根据2024-2025年电量对应交易情况计算的绿证平均价格为4.96元/个，环比上涨10.80% [2][12] - **分年份价格**：11月份，2024年、2025年电量对应绿证交易平均价格分别为4.28元/个、5.16元/个 [12] - **绿电补偿**：按单张绿证对应1000千瓦时计算，最新绿证价格对绿电电价的补偿约为0.005元/千瓦时 [12] - **供需改善**：供给侧，因政策调整（如136号文），机制电量对应的风电及光伏电量将不再核发可交易绿证，供给或迎来理性扩张；需求侧，2025年电解铝行业已纳入绿电消费考核，2026年起考核范围有望扩大至钢铁、水泥、多晶硅和新建数据中心，刚性需求持续扩容 [12] 电力装机情况 - **总体装机**：1-11月份全国新增发电装机容量44557万千瓦；11月单月新增4773万千瓦，同比增长27.86% [12] - **风电装机**：1-11月新增风电装机8250万千瓦，同比增长59.42%；11月单月新增1249万千瓦，同比增长109.92% [12] - **光伏装机**：1-11月新增光伏装机27489万千瓦，同比增长33.25%；11月单月新增2202万千瓦，同比减少11.92%，降幅较前期收窄 [12] - **火电装机**：1-11月火电新增装机容量7752万千瓦，创同期历史新高，同比增长63.41%；11月单月新增1244万千瓦，同比增长136.50% [12] - **火电作用**：火电装机大规模扩张有助于增强电力系统调节能力，提升新能源消纳水平，平滑因新能源出力波动导致的电价剧烈波动 [12] 投资建议与关注公司 - **优质转型火电运营商**：推荐关注华能国际、大唐发电、国电电力、华电国际、中国电力、华润电力、福能股份 [12] - **“煤电一体化”火电**：推荐关注内蒙华电 [12] - **水电板块**：推荐关注长江电力、国投电力、川投能源、华能水电 [12] - **新能源板块**：推荐关注龙源电力H、新天绿色能源H、中国核电、中闽能源 [12] 行业市场表现与估值 - **子板块市盈率**：截至2025年12月31日，CJ燃气、CJ火电、CJ水电、CJ新能源、CJ电网的市盈率(TTM)分别为21倍、12.36倍、19.58倍、23.71倍、34.36倍 [31] - **相对溢价**：同期沪深300指数市盈率为13.48倍，各子行业对沪深300的溢价分别为55.75%、-8.35%、45.23%、75.85%、154.83% [31] - **近期表现**：本周（2025-12-29至2026-01-02）公用事业板块下跌2.77%，近一月下跌3.07%，但自年初（2025-01-01至2025-12-31）上涨2.62% [37][38] - **个股涨跌**：本周电力板块涨幅前五为桂冠电力（7.26%）、郴电国际（5.25%）、大连热电（4.82%）、吉电股份（0.00%）、西昌电力（-0.23%）；跌幅前五为国电电力（-12.80%）、皖能电力（-9.86%）、上海电力（-8.42%）、中闽能源（-7.82%）、华能国际（-7.79%） [31][44] 近期运营数据 - **火电发电量**：12月19日至25日，纳入统计的燃煤发电企业日均发电量环比减少2.4%，同比减少12.2% [47] - **累计发电量**：截至12月25日，纳入统计的发电集团燃煤电厂本月累计发电量同比下降8.5%，本年累计同比下降4.1% [53] - **现货电价**： - 广东：2025年12月27日至2026年1月2日，发电侧日前成交周均价0.31423元/千瓦时，周环比提升4.53%，同比提升3.66% [54] - 山东：2025年12月25日至31日，发电侧日前成交周均价0.24464元/千瓦时，周环比提升0.63%，同比提升6.60% [54] - **煤炭价格**：截至12月29日，秦皇岛港山西优混(Q5500K)平仓价为682.20元/吨，较上周下降37.00元/吨 [55] - **三峡水文**： - 截至1月2日，三峡水库水位（14点）为170.54米，周环比降低0.24%，同比提升1.40% [67] - 2025年12月27日至2026年1月2日，三峡平均出库流量6637立方米/秒，周环比提升5.64%，同比提升5.40% [67] 公司动态与事件 - **国电电力**：公告投资建设大渡河丹巴水电站项目，装机容量115万千瓦，动态总投资152.73亿元 [68] - **粤电力A**：公告广东粤电大埔电厂二期工程项目4号机组投产，两台1000MW超超临界燃煤发电机组全面建成 [69] - **中国电力**：2025年11月合并总售电量101亿千瓦时，同比增加15.38% [70] - **大唐发电**：公告向参股企业大唐核电公司增资，公司出资6.17亿元 [71] - **定增与增持**：报告列出了部分电力、燃气公司定增预案的价差情况，以及电力公司重要股东的二级市场增持数据 [76][77]

行业政策与市场改革 - 2025年伊始，新能源上网电价迎来改革，新能源项目上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成[1][12] - 新能源参与电力市场的程度不断深化，多个新能源大省陆续吹响入市“集结号”[1][12] - 新能源企业需全面了解电力市场框架和规则，以合理申报交易电量、价格和曲线，并优化中长期合同签订[1][12] 培训课程核心内容 - 培训涵盖四大单元：新能源上网电价市场化改革、绿色电力交易实务、绿色电力证书交易实务、电力市场交易实务[3][14] - 新能源上网电价市场化改革单元解析政策、机制电价以及未来新能源收入保障与构成[3][14] - 绿色电力交易实务单元涵盖市场概览、政策规则、参与者、机制、实操指南、经济效益及未来展望[3][14] - 绿色电力证书交易实务单元涵盖证书概述、核发与交易机制、市场规模与量价分析、经济效益、政策支持及实操指南[3][14] - 电力市场交易实务单元涵盖市场基础、系统运作、组织与价格分类、现货市场机制、省间及重点省份（山西、山东、广东）市场解析，以及发电侧、用电侧实操、中长期策略、结算复盘等[3][4][14][15] 培训师资背景 - 杨老师为世界五百强电力央企电力交易专家，熟悉电力市场交易全流程，对新能源场站中长期、现货交易方案及报价策略有深入了解[5][16] - 杨老师负责过绿电交易、绿证核发政策研究、市场调研、管理制度、定价模型，以及用户侧交易方案编写、负荷分析、各类交易申报和收益复盘等工作[5][16] - 吴老师为资深电力行业工作者，熟悉电力生产流程，担任过多年生产一线指挥，负责调度管理、两个细则管理、节能管理等工作[6][17] - 吴老师熟悉电力成本管控和统计、计划管控体系，并长期跟踪研究电力现货市场和售电市场，参与规则修改意见编写[6][17] 目标受众与培训模式 - 培训对象包括新能源发电侧、售电侧、用户侧企业的管理及相关工作人员[7][20] - 培训对象还包括虚拟电厂、储能、负荷聚合商企业的管理及相关工作人员[7][20] - 培训对象亦涵盖电力交易机构相关人员、电力市场研究人员及意向从业者[9][20] - 培训为全程线上录播教学，方式灵活，支持手机学习，课程可反复学习巩固[7][18] - 培训配套提供讲师的电子课件，供学员自学和复习[8][19] 收费标准与证书 - 培训收费标准为2699元每人，包含线上培训费和电子资料费[9][21] - 另一收费标准为3499元每人，额外包含考证费[10][22] - 培训结束后考核合格可获得“电力交易员”课程培训证书，该证书由国家职业资格培训鉴定实验基地印制颁发[10][22]

2025年11月全国绿证核发与交易数据总结 - 2025年11月国家能源局核发绿证2.58亿个，涉及可再生能源发电项目50.97万个，其中可交易绿证1.50亿个，占比58.25% [1] - 2025年1月至11月累计核发绿证27.36亿个，其中可交易绿证17.43亿个 [1] 绿证核发结构分析 - 按发电类型划分，2025年11月核发绿证数量为：风电7596万个、太阳能发电5804万个、常规水电10822万个、生物质发电1331万个、其他可再生能源发电280万个 [2] - 2025年1月至11月累计核发绿证数量为：风电94625万个、太阳能发电62464万个、常规水电99426万个、生物质发电15404万个、其他可再生能源发电1673万个 [2] 绿证交易情况 - 2025年11月全国交易绿证1.32亿个，其中绿色电力交易绿证2539万个 [4] - 2025年1月至11月全国累计交易绿证7.28亿个，其中绿色电力交易绿证2.28亿个 [4] 绿证交易结构分析 - 按发电类型划分，2025年11月交易绿证数量为：风电5475万个、太阳能发电6897万个、生物质发电314万个、其他可再生能源发电527万个 [5] - 2025年1月至11月累计交易绿证数量为：风电34701万个、太阳能发电33160万个、生物质发电3099万个、其他可再生能源发电1820万个 [5] 绿证交易价格分析 - 电量生产年为2024年的绿证交易平均价格为4.28元/个，交易数量为1844万个，价格环比上涨66.80% [7] - 电量生产年为2025年的绿证交易平均价格为5.16元/个，交易数量为6458万个，价格环比下降1.19% [7] 行业拓展机遇 - 中国能源报等机构正公开征集光伏、风电、储能、氢能等领域的中国优质供应商，以编制《阿拉伯国家采购需求对接中国优质供应商名录（2026-2030）》 [9] - 征集标准包括产品质量稳定可靠、履约信誉良好、创新能力领先以及国际化水平完善 [9]