文章核心观点 - 中国钢铁行业作为高能耗、高碳排放领域，绿电消费已成为其低碳转型的核心路径，在政策与市场驱动下进程持续提速，但同时也面临产业布局错配、成本分摊机制不清等挑战 [1] - 报告旨在梳理钢铁企业绿电消费的必要性、驱动力和实践案例，探讨其机遇与长期价值，并为激发行业绿电消费潜力提出政策及企业建议 [11] 中国钢铁行业绿电消费提速 - 中国钢铁生产以长流程炼钢为主，约占粗钢总产量的90%，短流程炼钢占比为10% [19] - 2023年，中国钢铁行业的用电量超过4,000亿千瓦时，预测到2030年将超过4,400亿千瓦时，到2060年预计将超过5,100亿千瓦时 [19] - 截至2024年底，中国可再生能源装机达到18.89亿千瓦，发电量达3.46万亿千瓦时，为钢铁行业绿电消费提供有力支撑 [20] - 绿电在长流程、短流程炼钢及氢冶金技术中均有应用潜力，是实现深度脱碳的有效手段 [21][22][23][25] 钢铁行业绿色电力消费关键动因 政策导向与合规要求 - 政策从能耗双控转向碳排放双控，并明确重点用能行业绿色电力消费比例要求，为钢铁企业设定了清晰的合规方向 [1][13][28] - 2025年3月，国家发改委等五部门发文要求加快提升钢铁等行业绿色电力消费比例，到2030年原则上不低于全国可再生能源电力总量消纳责任权重平均水平 [30] - 2025年7月，国家发改委、国家能源局正式提出对钢铁行业的绿电消费比例要求，但2025年仅监测不考核 [30] - 2025年9月，工信部等五部门联合印发方案，要求加快推进绿电、绿氢、纯氢冶金一体化工艺技术和装备的产业化 [30] 补贴与激励手段 - 部分地区出台针对企业绿电消费的补贴或奖励方案，直接激励企业参与 [13][33] - 北京市对参与绿色电力交易的电力用户按结算电量给予每度电0.02元的奖励 [34] - 无锡市对企业绿电绿证消费，市区两级按照不超过其绿电环境价值费用的50%、绿证交易总额的15%予以补助，单个企业年度补助资金最高50万元 [34] - 常州市按不超过绿电交易价格中所含的绿色电力环境价值费用的50%予以支持，单个企业最高10万元 [34] - 零碳园区建设可获得资金激励，如常州市对完成试点创建的近零碳示范园区最高支持50万元，对新认定的省级及以上零碳工厂、零碳工业园区最高支持100万元 [35] - 国家政策鼓励零碳园区用电优先通过绿色电力直接供应满足，原则上直接供应比例不低于50% [35] - 转型金融工具被用于引导钢铁行业向绿电消费等低碳路径转型，以减轻企业转型成本压力 [38][39] 下游客户低碳需求 - 汽车、建筑等下游行业对低碳钢材的需求日益增长，倒逼钢铁企业提升产品绿色竞争力 [1][41] - 2023年，中国建筑业用钢量达4.8亿吨，占比超过全国粗钢表观消费量的一半 [41] - 2023年，中国汽车制造业总用钢量约5,777万吨 [41] - 下游车企的减排目标推动供应链绿色转型，并与钢铁企业建立合作 - 宝马集团计划到2030年平均单车全生命周期碳排放降低40%，并自2026年起使用河钢集团生产的绿色汽车用钢 [42] - 梅赛德斯-奔驰集团中国计划最晚到2039年实现新乘用车产品净碳中和，并与宝钢股份合作，从2026年起逐步降低车辆用钢的碳排放强度 [42] - 一汽-大众计划2030年实现全生命周期产品碳排放下降29%，并与宝钢股份合作，目标到2030年实现宝钢供货所有自制件100%使用“绿钢” [42] - 海外科技公司（如Meta）采购“净零排放钢”的市场信号，也倒逼钢铁供应端减碳 [44] 企业自身可持续发展规划 - 头部钢铁企业纷纷制定包含绿电消费的可持续发展规划与碳中和目标，以提升长期绿色竞争力 [1][45] - 鞍钢集团：力争2035年碳排放总量较峰值降低30% [46] - 宝武集团：“十四五”锁定绿能资源50GW、建设不少于8GW；中远期2035年锁定资源600GW、建设不少于70GW；力争2050年实现碳中和 [46] - 河钢集团：计划2025年建成350MW可再生能源项目；力争2050年实现碳中和 [46] - 南钢股份：规划在2031-2035年电气化阶段实现新能源占比达到30%以上 [46] 钢铁企业绿电消费模式分析 绿色电力交易 - 属于“证电合一”模式，无需初始投资，可同时锁定电力供应与环境价值，部分地区有补贴支持 [2][14] - 宝钢股份、河钢集团等企业已开展大规模交易 [2] - 长期来看，企业可通过长期合同锁定电价，对冲未来潜在的电价波动风险 [14] - 在满足海内外合规要求方面具有优势，双边直签的绿电交易结果或在欧盟碳边境调节机制（CBAM）框架下被用于核算实际的间接排放 [14] 绿证交易 - 交易方式灵活、全国流通，能满足大部分合规要求 [2][14] - 无初始投资成本，部分地区能够享受补贴 [14] - 存在价格波动风险，若长期绿证价格走高，企业的绿色用电成本或将增加 [14] 自建/投资新能源项目 - 初始成本较高，但长期结合企业用能管理可优化用能成本 [2][14] - 鞍钢、酒钢等企业利用厂区空间布局分布式光伏、风电项目，实现绿电就近消纳 [2] - 对企业系统规划和运营能力要求高 [14] - 物理直连的绿电消费模式在CBAM等国际规则中认可度较高 [14] 钢铁行业绿电消费的机遇与长期价值 - 绿电消费能提升企业绿色竞争力，助力应对海内外合规要求 [2] - 能带动绿证市场发展与可再生能源投资，形成“需求-投资-供给”的正向循环 [2] - 钢铁行业庞大的用电需求与负荷调节空间，为新能源就近消纳提供了有利条件，同时企业参与需求侧响应，也能助力新型电力系统稳定 [2] - 绿电消费将有助于推动钢铁行业迈向深度脱碳和结构性转型，同时钢铁行业提高绿电消费比例将进一步支持中国可再生能源的高效消纳 [17] 钢铁行业绿电消费的挑战 - 部分地区钢铁产业布局与可再生能源富集区存在错配，增加了跨区域绿电交易难度 [2] - 绿电环境溢价的成本分摊机制尚未清晰，影响企业消费意愿 [2] - 政策衔接与合规细则有待进一步明确，对企业综合管理能力提出更高要求 [2] 建议 政策建议 - 持续完善钢铁企业绿电消费的激励手段，激发企业参与热情 [15] - 推动产业链上下游建立绿色电力消费共识，引导绿电成本疏导 [15] - 促进钢铁行业相关的绿电消费机制衔接与落地，提升绿电消费价值 [15] 企业行动建议 - 根据企业自身情况，设定绿电消费目标，建立多元化绿电消费战略 [15] - 提升自身用能管理水平，密切跟踪政策和市场趋势 [15] - 推动产业链上下游协同发展，释放绿电消费价值 [15] - 推进技术升级，促进绿电与钢铁生产核心工艺耦合 [15]

煤电功能定位与运行模式转变 - 煤电功能定位从"基础保障性电源"转换为"支撑调节性电源" [2] - 煤电概念需进一步细分 政策层面将煤电作为整体存在符号化问题 [3][9] - 全国运行煤电约13亿千瓦 5000多台机组 在建规模超过2亿千瓦 发电量占总量的55%到60% [10] - 煤电运行突出"平均化"问题 高效机组小时数上不去 低效机组下不来 300MW机组利用小时甚至高于600MW [10] - 实现"安全兜底"和"低碳转型"需让5000多台机组高度分化运行 包括基荷运行 主保安全 专做调节 平稳退出 [3][10] 新能源发展现状与挑战 - 截至2025年9月全国风电和太阳能发电装机容量达到17亿千瓦 占全国发电装机的46% [2] - 2025年前三季度风光发电量合计达1.7万亿千瓦时 占同期全社会用电量的22.3% [2] - 2025年上半年全国弃风率6.6% 弃光率5.7% 较2024年有所上升 [2] - 新能源规模扩张遇到系统消纳压力加大 要素保障难度增加等挑战 [2] - 风光比重还不到20% 远未到"高比例"程度 [14] 电力市场机制与政策挑战 - 电力增速超过GDP增速 部分省份电量/最大负荷增长达到8%～10% [7] - 电力市场成交量越接近实时用电越小 价格越接近实时越低 体系可行取决于稳定煤炭价格 [17] - 市场存在层级多 割裂强 价格难收敛问题 煤电"平均化"运行突出 [21] - 政策规划到2030年新增能源消费的70%由非化石能源供应 零碳园区风光比重要求80% [7] - 很多省份对风光新增投资存在正式或非正式限制 最常见原因为"电网消纳能力不足" [8] 绿电消费与绿证制度 - 绿电消费在经济上应完全等价于绿证消费 一种虚拟有价证券 [12] - 绿证制度逻辑源自欧美配额制模式 但在我国风光发电长期平准化成本已显著低于传统能源 [12] - 绿色价值认定沦为可再生能源发电额外价值的"泡沫化"身份认证 [13] - 绿证之于减排目标既不必要也远不充分 [13] 系统平衡与技术创新 - 新型储能 智能电网等手段主要效果是让50%以上煤电运行更稳定 而非减少其绝对总体出力 [20] - 系统排放并不自动随着风光增加而减少 存量部分高度稳定 [16] - 技术层面需实现5分钟级经济调度 政策制定回到"问题/目标导向"闭环 [21] - 需开发基于8760小时负荷曲线与剩余负荷曲线的规划模型 避免"点平衡"误导 [22] 分布式能源与消纳效率 - 绿电直供本质是"增量"机制 并网比例很低 谈不上"外送" [18] - 提升消纳效率关键是允许风光在更大"统一池子"里与煤电进行替代 [18] - 分布式能源因规模小缺乏规模效应和网络效应 宏观上经济性有限 [19] - "电力溯源"没有实质意义 系统只需在明确边界内实现供需总体平衡 [19]

行业政策与目标 - 中国计划到2035年实现风电和太阳能发电总装机容量达到36亿千瓦的目标 [2] - 国家部委要求提升重点用能单位和行业的绿色电力消费比例 并鼓励有条件的地区打造实现100%绿色电力消费的绿电工厂和绿电园区 [2] - 政策鼓励出口外向型企业利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连 云南 河北 陕西已出台相关实施方案 [2] 行业发展路径与现状 - 新能源发展路径强调电与非电并重 推动从单一电力消纳向多能综合利用转变 [2] - 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% 存在巨大的规模突破空间 [2] 培训核心内容 - 培训课程涵盖"十五五"电力与新能源发展展望 绿电直连政策研讨及应用场景 以及项目投资建设模式 [4] - 培训内容涉及绿电直连在零碳园区和绿电园区中的应用 项目审批流程 以及配套新能源电站建设 [4] - 课程包括新能源非电利用场景 发展现状与前景 以及典型案例分析 [4] 目标参与方 - 培训对象包括各省市电力公司 发电集团 地方电力及能源集团 以及城燃企业 [4] - 目标参与方涵盖新能源企业 电力设计院 源网荷储一体化设计单位 以及用能企业 设备商 科研院所等相关产业机构 [4]

文章核心观点 - 以太阳能和风能替代传统能源的绿色转型趋势保持不变 [1] - 当前新增电力需求绝大部分由新增风电和光伏满足 但尚未达到大规模替代存量化石能源发电的阶段 [1] - 促进绿色电力消费需要鼓励 强制和市场机制三管齐下 相关政策与市场设计正在不断完善 [1] 绿色电力消费定义与现状 - 中国当前消纳责任权重考核的重点是风电和光伏发电 [1] - 从宏观规模看 目前新增的电力需求绝大部分已由新增的风电和光伏来满足 [1] 制约绿色电力消费的因素 - 系统成本与稳定性问题 绿色电力本身成本下降 但其波动性需要电力系统提供灵活性资源支撑 由此产生的系统成本使其总成本仍高于传统能源发电 [1] - 消纳机制问题 中国明确由消费侧承担绿色电力消纳责任 国家能源主管部门将消纳责任权重下达至省级政府 并最终分解到企业 尤其是高耗能企业 [1] 绿色电力消纳机制与市场 - 企业可通过物理消纳（直接使用绿色电力）或购买“绿证”等方式完成消纳责任 [1] - 建立了绿证交易市场以鼓励个人自愿购买 [1]

政策背景与发展目标 - 中国计划到2035年实现风电和太阳能发电总装机容量达到36亿千瓦[2] - 国家政策鼓励有条件的地区打造绿电工厂和绿电园区，并实现100%绿色电力消费[2] - 云南、河北、陕西等省份已陆续出台绿电直连实施方案[2] 新能源发展路径 - 行业发展坚持电与非电并重，推动新能源从单一电力消纳向多能综合利用转变[2] - 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%，存在巨大发展空间[2] 培训核心内容 - 培训涵盖“十五五”电力及新能源发展展望、绿电直连政策研讨及应用场景分析[4] - 课程包括绿电直连项目投资建设模式、审批流程、配套新能源电站建设等实操内容[4] - 培训涉及绿电直连在零碳园区、绿电园区中的具体应用及实施方案编制[4] 目标参与行业 - 培训对象涵盖各省市电力公司、发电集团、新能源企业（风电、光伏、储能等）[4] - 目标行业包括电力设计院、源网荷储一体化设计单位、用能企业及综合能源服务企业[4] - 设备商、信息集成、科研院所、评估服务等相关产业公司机构亦在培训范围内[4]

文章核心观点 - 中国设定了宏大的2035年非化石能源发展目标 风电和太阳能发电总装机容量目标为36亿千瓦 为2020年的6倍以上 这将为新能源产业创造巨大的增长空间并带动储能等配套产业发展 [1] - 创业板新能源ETF华夏（159368）作为跟踪创业板新能源指数的最大ETF 其持仓股在近期市场回调中表现出抗跌性 部分成分股逆势上涨 该ETF因其高弹性、低费率和聚焦储能及固态电池等热门赛道而具有吸引力 [1][2] 新能源政策目标 - 中国在联合国气候变化峰会上承诺 到2035年非化石能源消费占比达到30%以上 [1] - 2035年风电和太阳能发电总装机容量目标设定为36亿千瓦 相比2020年水平增长6倍以上 森林蓄积量目标为240亿立方米以上 [1] - 截至2025年8月底 全国风光装机容量已达17亿千瓦 这意味着为实现2035年目标 未来仍有近20亿千瓦的新增装机空间 [1] 行业影响与机遇 - 36亿千瓦的新能源装机目标将直接促进风电、太阳能等新能源产业的持续提升 [1] - 为实现目标 绿电消费、绿证绿电交易等相关政策有望加码 [1] - 新能源装机的快速增长将带动对灵活性、调节性电源以及储能设施的需求和发展 [1] 创业板新能源ETF产品特征 - 创业板新能源ETF华夏（159368）是全市场跟踪创业板新能源指数的规模最大ETF 也是同类中唯一拥有场外联接基金的产品（联接A：024419 联接C：024420） [2] - 该ETF费率最低 管理费和托管费合计仅为0.2% [2] - 截至2025年10月16日 该基金规模达10.85亿元 近一月日均成交额为8576万元 均为同类最大 [2] - 该ETF弹性最大 成分股涨幅可达20% 其投资组合高度契合市场热点 储能相关含量达51% 固态电池含量达30% [2] 市场近期表现 - 2025年10月17日 创业板新能源ETF华夏（159368）回调3.26% [1] - 其部分持仓股表现强劲 金力永磁、中科电气当日涨幅超过3% 海信能科涨超2% [1]

政策与行业目标 - 中国设定2035年风电和太阳能发电总装机容量目标为36亿千瓦 [2] - 国家部委要求提升重点用能单位及行业的绿色电力消费比例 并鼓励有条件的地区打造实现100%绿色电力消费的绿电工厂和绿电园区 [2] - 政策鼓励出口外向型企业利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连 云南 河北 陕西已出台相关实施方案 [2] 新能源发展路径 - 行业发展路径坚持电与非电并重 推动新能源从单一电力消纳向多能综合利用转变 [2] - 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% 存在巨大的规模突破和开发空间 [2] 培训核心内容 - 培训课程涵盖“十五五”电力与新能源发展展望 绿电直连政策研讨 应用场景及在零碳园区中的应用 [4] - 课程详细解析绿电直连项目投资建设模式 审批流程 投资费用 配套电站建设以及项目实施方案编制注意事项 [4] - 培训涉及绿电直连与源网荷储 增电配电的区别联系 以及新能源非电利用场景 发展现状与前景和典型案例分析 [4] 目标参与群体 - 培训对象包括各省市电力公司 发电集团 地方电力及能源集团 城燃企业 [4] - 目标参与者涵盖新能源企业 电力设计院 源网荷储一体化设计单位 用能企业 环保节能企业 综合能源服务企业及相关设备商 科研院所等 [4]

政策背景与行业目标 - 中国计划到2035年实现风电和太阳能发电总装机容量达到36亿千瓦 [2] - 国家政策鼓励重点用能单位提升绿色电力消费比例 并打造实现100%绿电消费的绿电工厂和绿电园区 [2] - 云南 河北 陕西等省份已陆续出台绿电直连实施方案 [2] - 新能源非电利用规模目前占全国能源消费总量比重不足1% 亟待实现规模突破 [2] 培训核心内容与目标群体 - 培训旨在帮助企事业单位了解绿电直供最新政策及新能源非电利用途径 [2] - 培训对象涵盖电力公司 发电集团 新能源企业 电力设计院 用能企业 设备商 科研院所等广泛产业链参与者 [4] - 课程模块包括“十五五”电力新能源发展展望 绿电直连政策与应用场景 项目投资建设模式 审批流程以及新能源非电利用发展现状等 [4] 市场机会与行业趋势 - 行业发展趋势是从单一电力消纳向多能综合利用转变 为新能源开发利用打开更广阔空间 [2] - 绿电直连应用场景包括零碳园区 绿电园区等 并与源网荷储一体化发展相关联 [4] - 出口外向型企业被鼓励利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连 [2]

政策背景与行业目标 - 中国计划到2035年实现风电和太阳能发电总装机容量达到36亿千瓦 [2] - 国家部委要求提升重点用能单位和行业的绿色电力消费比例 并鼓励有条件的地区打造实现100%绿色电力消费的绿电工厂和绿电园区 [2] - 政策鼓励出口外向型企业利用周边新能源资源开展存量负荷绿电直连 云南 河北 陕西已出台相关实施方案 [2] 新能源发展路径 - 行业发展坚持电与非电并重 推动新能源从单一电力消纳向多能综合利用转变 [2] - 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% 存在巨大的规模突破空间 [2] 培训核心内容 - 培训涵盖"十五五"电力与新能源发展展望 绿电直连政策研讨 应用场景及在零碳园区中的应用 [4] - 课程包括绿电直连项目投资建设模式 审批流程 配套新能源电站建设以及项目实施方案编制注意事项 [4] - 培训涉及新能源非电利用场景 发展现状与前景 并通过典型案例进行分析 [4] 培训组织与参与对象 - 培训由《中国能源报》社有限公司主办 中国能源经济研究院提供学术支持 [3] - 培训对象涵盖各省市电力公司 发电集团 新能源企业 电力设计院 用能企业 设备商 科研院所等相关产业机构 [4]

文章核心观点 - 中国电力市场化改革深化导致电价呈现明显下行趋势，对发电企业盈利和投资决策产生显著冲击 [1][2][4] - 电价下行由政策推动、市场供需宽松、成本下降及现货市场发展等多重因素共同驱动 [2][6][7][9] - 发电企业正积极调整经营策略，通过成本控制、提升交易能力、布局新业务模式来应对市场挑战 [4][12][13][14] 电价下行趋势及表现 - 山东省2025年新能源机制电价竞价出清结果显示，光伏机制电价为0.225元/kWh，较煤电基准价下浮43%，风电机制电价为0.319元/kWh，下浮19.2% [2][10] - 龙源电力上半年所有发电业务平均上网电价为399元/兆瓦时，同比下降23元/兆瓦时，其中风电和光伏电价分别下降16元/兆瓦时和5元/兆瓦时 [6] - 大唐新能源上半年净利润率从2024年同期的29.90%下降至27.89，主要受电价下滑影响 [6] - 华能国际指出，在供需宽松情况下，电能量价格呈下行趋势，将影响公司总体收益 [7] 电价下行的驱动因素 - 政策因素：“136号文”明确新能源全电量无差别参与电力市场交易，推动电价由市场供需决定 [6][9] - 供需因素：上半年全国可再生能源新增装机2.68亿千瓦，同比增长99.3%，约占新增装机的91.5%，其中太阳能发电新增2.12亿千瓦，电力市场供大于求矛盾突出 [11] - 成本因素：动力煤价格中枢下移导致火电成本下降，火电企业以低价换取电量，对新能源电价形成压力；光伏产业技术进步和产能扩张也导致其电价降幅更明显 [7][11] - 市场建设：全国市场化交易电量比重攀升至60.9%，省间、区域、省内中长期交易常态化，19个省级现货市场试运行，加剧市场竞争 [9][10] 对发电企业的影响与应对策略 - 投资决策受影响，有企业可能放弃在电价过低地区投资光伏项目，并重构项目测算模型 [4][13] - 企业需从优化电源结构、加强成本控制、提升市场交易能力等方面应对挑战，即“控成本、强交易” [13] - 具体策略包括：通过精细化管理控制建设和运营成本、提高电力交易能力、开发靠近负荷中心的项目、分析各省交易规则 [14] - 探索新商业模式，如利用配置储能进行峰谷价差套利、开发虚拟电厂平台参与需求响应和辅助服务市场、寻求长期购电协议以锁定稳定收入 [12][14] 行业未来展望 - 随着新能源在电力总装机中比重提升（目前不到20%），电价波动幅度预计将进一步放大 [12] - 电价将呈现周期性波动，未来在不同时段和区域会有分化，整体面临下行压力，但部分时段和区域可能上涨 [13] - 行业出现新的增长点，如新能源与人工智能的融合应用、靠近绿电负荷需求的数据中心或零碳园区等多元化应用场景 [12]