绿证核发情况 - 2025年6月国家能源局核发绿证2 78亿个 环比增长29 33% 涉及可再生能源发电项目19 87万个 其中可交易绿证1 96亿个 占比70 64% [1] - 本期核发2025年5月可再生能源电量对应绿证2 02亿个 占比72 70% [1] - 2025年1-6月国家能源局共计核发绿证13 71亿个 其中可交易绿证9 58亿个 [1] - 风电6月核发绿证11078万个 1-6月核发57630万个 太阳能发电6月核发6994万个 1-6月核发27964万个 常规水电6月核发8226万个 1-6月核发41994万个 生物质发电6月核发1330万个 1-6月核发8835万个 其他可再生能源发电6月核发171万个 1-6月核发699万个 [3] 绿证交易情况 - 2025年6月全国交易绿证6091万个 其中绿色电力交易绿证1033万个 [4] - 2025年1-6月全国交易绿证3 48亿个 其中绿色电力交易绿证1 07亿个 [4] - 风电6月交易绿证2927万个 1-6月交易17621万个 太阳能发电6月交易2364万个 1-6月交易14458万个 生物质发电6月交易678万个 1-6月交易2078万个 其他可再生能源发电6月交易122万个 1-6月交易769万个 [6] - 2025年6月全国单独交易绿证5059万个 交易平均价格为3 40元/个 环比增长24 77% [6]

可再生能源总体发展态势 - 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%，占全国新增装机的91.5% [1] - 截至6月底，全国可再生能源总装机容量达21.59亿千瓦，同比增长30.6%，占全国总装机的59.2% [1] - 上半年可再生能源发电量达17993亿千瓦时，同比增长15.6%，占全部发电量的39.7% [2] - 风电和太阳能发电量合计11478亿千瓦时，同比增长27.4%，占全社会用电量的23.7%，较去年同期提高4.4个百分点 [2] 水电发展情况 - 上半年水电新增装机393万千瓦，其中常规水电110万千瓦，抽水蓄能283万千瓦 [2] - 截至6月底，水电累计装机容量达4.4亿千瓦，其中常规水电3.79亿千瓦，抽水蓄能6129万千瓦 [2] - 上半年全国规模以上水电累计发电量5398亿千瓦时，水电平均利用小时数为1377小时 [2] 风电发展情况 - 上半年风电新增装机5139万千瓦，其中陆上风电4890万千瓦，海上风电249万千瓦 [3] - 截至6月底，风电累计并网容量达5.73亿千瓦，同比增长22.7%，其中陆上风电5.28亿千瓦，海上风电4420万千瓦 [3] - 上半年风电累计发电量5880亿千瓦时，同比增长15.6%，风电平均利用率93.2% [3] 太阳能发电发展情况 - 上半年光伏发电新增装机2.12亿千瓦，其中集中式光伏约1亿千瓦，分布式光伏1.13亿千瓦 [3] - 截至6月底，光伏发电装机容量达11亿千瓦，同比增长54.1%，其中集中式光伏6.06亿千瓦，分布式光伏4.93亿千瓦 [3] - 上半年光伏累计发电量5591亿千瓦时，同比增长42.9%，光伏发电平均利用率94% [3] 生物质发电发展情况 - 上半年生物质发电新增装机71万千瓦，累计装机达4669万千瓦，同比增长3.3% [3] - 上半年生物质发电量1117亿千瓦时，同比增长8.4% [3]

可再生能源成本竞争力 - 可再生能源发电成本相比化石燃料具有显著价格优势 2024年太阳能光伏发电比最便宜化石燃料电力平均便宜41% 陆上风电便宜53% [1] - 陆上风能成为最经济实惠的新增可再生能源 价格为0.034美元/千瓦时 太阳能光伏价格为0.043美元/千瓦时 [1] - 2024年新增582吉瓦可再生能源装机容量 避免约570亿美元化石燃料使用成本 91%新投运可再生能源项目比任何新增化石燃料方案更具成本效益 [1] 区域成本差异与驱动因素 - 欧洲和北美地区面临成本上升压力 主要受许可延迟 电网容量有限和系统平衡费用增加等结构性挑战影响 [2] - 亚洲 非洲和南美洲等地区因可再生能源潜力巨大 可能出现显著成本下降 [2] - 融资成本是项目可行性决定性因素 非洲陆上风电项目融资成本比例远高于欧洲 尽管2024年两地成本均为约0.052美元/千瓦时 [3] 供应链与政策挑战 - 地缘政治变化 贸易关税 原材料短缺和制造业态势变化可能暂时提高可再生能源成本 [2] - 不稳定政策环境和不透明采购流程削弱投资者信心 稳定可预测收入框架对降低投资风险至关重要 [2] - 电网连接瓶颈 审批流程缓慢和当地供应链成本高昂导致风能太阳能项目延迟 在G20国家和新兴市场国家尤为严重 [3] 技术创新与系统集成 - 电池储能系统成本自2010年以来下降93% 2024年公用事业规模储能成本达192美元/千瓦时 主要得益于制造规模扩大 材料改进和生产技术优化 [3] - 电池储能 混合系统(太阳能 风能和电池结合)及数字技术成为整合间歇性可再生能源的关键 人工智能工具提升资产性能和电网响应能力 [4] - 数字基础设施 灵活性及电网扩建仍面临严峻挑战 新兴市场缺乏投资将限制可再生能源潜力完全实现 [4] 经济影响与转型趋势 - 所有在运可再生能源项目2024年节省化石燃料成本达4670亿美元 [5] - 可再生能源转型被描述为"不可逆转" 但其速度和公平性取决于当前政策选择和国际合作 [5] - 购电协议(PPAs)等工具在获得可负担融资方面发挥关键作用 降低融资风险是扩大可再生能源规模的核心 [2]

克罗地亚电力结构现状 - 截至7月初克罗地亚总发电装机容量为5793兆瓦 其中可再生能源占比81.7%（4733兆瓦） 非可再生能源占比18.3%（1060兆瓦） [2] - 第二季度可再生能源发电量（含水电）达2506吉瓦时 同比增长20.3% 其中风电723吉瓦时（+44.3%） 光伏338吉瓦时（+71.6%） 生物质和沼气231吉瓦时（+5.5%） [2] - 非可再生能源发电量中 核电站贡献758吉瓦时（占比17.4%） 火电285吉瓦时（占比6.5%） [2] 发电结构变化与进口依赖 - 第二季度风电、光伏、生物质及沼气发电总量达1292吉瓦时 首次以29.7%占比成为主导电源 其中光伏占7.76% 风电占16.59% [2] - 同期水力发电1190吉瓦时（占比27.3%） 电力进口754吉瓦时（占比17.3%） 进口额达6400万欧元（均价84.69欧元/兆瓦时） [2] 能源发展建议 - 需加速可再生能源项目开发 同时加强电网和储能系统投资 以提升能源供给稳定性 [3] - 建设灵活性现代化电网 促进可再生能源整合 降低终端用户电价波动风险 [3]

政策背景 - 国家能源局综合司印发《浙江、河南、广东省分布式可再生能源发电项目绿证核发工作方案》以落实可再生能源绿色电力证书全覆盖工作要求 [1] - 政策依据为《国家发展改革委 财政部 国家能源局关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源电力消费的通知》（发改能源〔2023〕1044号） [1] 实施范围 - 在浙江、河南、广东省开展分布式可再生能源发电项目绿证核发全覆盖试点 [1] - 其他地区可参照本方案推进相关工作 [2] 工作目标 - 力争2025年12月底前基本实现三省份分布式项目绿证核发全覆盖 [1] 执行主体 - 省级能源主管部门需会同国家能源局派出机构细化实施方案 [1] - 涉及单位包括三省能源局、电力监管机构、电网企业及电力交易中心 [1] 附件说明 - 工作方案详情需通过附件《浙江、河南、广东省分布式可再生能源发电项目绿证核发工作方案》查阅 [3]

分布式可再生能源发电项目绿证核发工作方案 - 国家能源局综合司印发《浙江、河南、广东省分布式可再生能源发电项目绿证核发工作方案》[1] - 在浙江、河南、广东省探索开展分布式可再生能源发电项目绿证核发全覆盖工作[1] - 力争在2025年12月底前基本实现分布式项目绿证核发全覆盖[1]

绿证核发情况 - 2025年5月国家能源局核发绿证2.15亿个，环比下降0.59%，涉及可再生能源发电项目12.71万个，其中可交易绿证1.30亿个，占比60.31% [1] - 2025年4月可再生能源电量对应绿证1.57亿个，占5月核发总量的73.20% [1] - 2025年1-5月累计核发绿证10.93亿个，可交易绿证7.62亿个 [1] - 分类型核发量：风电8232万个（5月）/4.66亿个（1-5月）、太阳能发电4055万个/2.10亿个、常规水电7448万个/3.38亿个、生物质发电1637万个/7505万个、其他可再生能源123万个/528万个 [3] 绿证交易情况 - 2025年5月全国交易绿证2987万个，其中绿色电力交易绿证1005万个 [4] - 2025年1-5月累计交易绿证2.87亿个，绿色电力交易绿证9623万个（含调减1-4月数据168万个） [4] - 分类型交易量：风电1543万个（5月）/1.47亿个（1-5月）、太阳能发电1091万个/1.21亿个、生物质发电242万个/1300万个、其他可再生能源111万个/647万个 [5] - 5月绿证单独交易1982万个，平均价格2.73元/个，环比上涨18.12% [5]

中国企业转型路径 - 中国企业通过创新和优化运营模式在人工智能与气候变化双重挑战中开辟独特发展路径，聚焦于运营体系重构和优化，将技术革新与可持续发展深度融入价值链核心环节 [1] - 中国制造业中超3.1万家智能工厂应用AI，其中230余家工厂将产品研发周期平均缩短28.4%，碳排放平均减少20.4% [3] - 中国企业在可再生能源领域展现出全球领导力，拥有全球40%的绿色技术专利，这些技术优势正通过新型运营体系转化为实际效益 [3] 全球商业模式重塑价值预测 - 到2025年，中国企业通过商业模式变革将额外创造高达1.66万亿美元的价值 [2] - 全球市场由此产生的价值增量将超过7万亿美元 [2] - 亚太地区预计将创造2.98万亿美元价值，北美地区1.55万亿美元，中国1.66万亿美元，印度0.33万亿美元 [2] 技术应用与可持续发展 - 中国企业将AI视作推动变革的核心要素，为应对气候变化更有意愿加大相关投资 [3] - 随着可再生能源的发展，中国2025年发电量预计将超过火力发电，进一步推进"双碳"计划 [3] - 企业应聚焦利用AI推动流程创新和增长导向的运营转型，而不仅仅是降本增效 [3] 未来战略方向 - 中国企业需摒弃"简单跟随"策略，优先推动商业、运营和能源模式创新 [4] - 在建立信任、运用前沿技术和战略资源管理上持续精进，为长期发展筑牢根基 [4] - AI、气候变化及全球贸易将持续重塑产业格局，"赢家通吃"趋势或将继续 [4]

可再生能源发电比例 - 以色列可再生能源发电比例从战前不足20%提升至当前40% [1]

绿证概念与意义 - 绿色电力指风电、太阳能发电等可再生能源项目生产的电量，绿证是政府或第三方机构核发的电子证书，每1000千瓦时电量对应1个绿证，用于证明环境属性和全生命周期溯源 [2] - 绿证制度意义包括引导绿色电力消费、推动可再生能源项目开发、支撑电碳衔接及助力双碳目标实现 [21] - 中国绿证具有唯一性（环境属性唯一证明）、权威性（国家能源局核发）和通用性，通过闭环管理体系实现溯源和避免重复计算 [26][27][28] 绿证核发规则 - 核发机构为国家能源局电力业务资质管理中心，依托国家绿证核发交易系统，核发前需完成项目建档立卡 [3][19] - 核发范围覆盖风电、太阳能发电等多种可再生能源，按月核发且有效期2年，样式含项目名称、电量等中英文信息 [3][14][32] - 不足1000千瓦时的电量可累计核发，数据来源包括电网企业计量和发电企业报送 [24][25] 绿证交易机制 - 交易模式分单独交易（标的为绿证，全国自由交易）和绿色电力交易（需电网物理连接），价格由市场决定无上下限 [4][41][45] - 境外企业或个人可购买中国绿证，交易主体可委托代理机构参与，支持挂牌和双边协商交易方式 [39][40][43] - 绿证允许多次交易和跨省跨区交易，但交易后不可撤销，收益归发电企业或项目业主所有 [50][51][53] 绿证应用场景 - 用于绿色电力消费声明与核销，可交易与不可交易绿证在应用上无区别，可衔接能耗双控和可再生能源消纳考核 [55][60][64] - 在碳领域可用于碳排放和碳足迹核算，但暂不能用于全国碳市场配额履约，与CCER存在过渡期衔接安排 [66][68][69] - 国际方面与欧盟GO等制度本质类似，中国参与多项国际标准编制，推动国际互认 [71][74] 系统与核销管理 - 国家绿证核发交易系统与建档立卡系统关联，实现核发、交易、核销全流程管理，用户可通过系统验真和查询 [6][29][93] - 核销触发条件包括过期、用于消费声明或对应CCER，核销后生成信息表但不影响能耗双控等场景应用 [79][81][83] - 绿证账户实行"一主体一账户"，省级专用账户由省级部门管理，交易平台支持绿证上架与撤销 [84][86][98]