能源三重变局

一、绿证交易市场回暖

• 交易量显著增长：2025年11月单月交易量达1.3亿张，同比增长140%；2024年1月至11月累计交易量达7.3亿张，同比增长120%，单月交易规模创历史新高。
• 价格趋势改善：2024年电量对应的绿证价格环比上涨67%，2025年电量价格基本持平，加权平均价格较上月提升约11%-12%，当前均价约为五元/张（五厘钱/度电），仍处低位。
• 供需结构优化：高耗能行业如电解铝已被强制要求购买绿证，钢铁、水泥、多晶硅、数据中心预计于2025至2027年纳入考核；供给侧受补贴退坡及136号文影响，部分电量不再可申领绿证，缓解供过于求局面。

二、风电光伏与火电新增装机情况

• 总体装机快速增长：2024年1月至11月全国新增发电装机4.46亿千瓦，11月单月新增4700万千瓦，同比增长28%。
• 风电表现稳健：2024年11月风电新增12吉瓦，同比增长110%；2024年1月至11月累计新增同比增长近60%，建设节奏稳定。
• 光伏增速放缓：2024年11月光伏新增20吉瓦，同比下降12个百分点；自7月以来光伏月度新增同比下降持续，全年趋势预计延续。
• 火电扩张超预期：2024年1月至11月火电新增装机达77至78吉瓦，全年有望突破80吉瓦甚至达到85吉瓦，接近或超过2015年82吉瓦的历史高峰，主要源于2022至2023年缺电后新核准机组逐步落地。
• 火电影响分析：提升电力保供与调节能力，有助于新能源消纳；供给宽松对市场化电价形成压力，需关注熔断电价上调进展，多地已上调熔断上限，沿海省份普遍至150-165水平，云南、甘肃向330方向推进。

三、各省代理购电价格与电价趋势

• 代理购电机制说明：电网代理购电覆盖不具备直接交易能力的小型工商业用户，采用“报量不报价”方式，执行本地月度交易加权均价，具代表性。
• 电价区域分化明显：对比2026年1月与2025年同期及中枢水平，各地电价降幅不一，东部沿海如江苏、广东电价降幅较大，华北地区如冀南、冀北、北京、天津及内蒙古降幅较小。
• 电价抗跌性突出区域：考虑容量电价提升因素后，华北区域电价下滑可控在1至2分钱以内，建议关注华北区域火电企业底部布局机会。
• 数据获取支持：团队已整理各省份代理购电价格底稿，可供投资者联系索取。