报告概述
本报告为2026年度绿电行业投资策略，围绕“入市与破局”主题展开。研究对象为新能源发电（风电、光伏）运营商，覆盖新能源市场化进程、电价机制改革、绿电直连政策及绿色甲醇新业务等核心领域。报告采用政策复盘、数据统计与项目经济性建模相结合的方法，系统分析了绿电运营商在传统电站收益不确定性增强背景下的破局方向，为投资者提供行业趋势判断与标的推荐。
报告的核心结论
增量新能源项目收益波动性增强
“136号文”以2025年6月1日为界对存增量分类施策，存量项目收益过渡相对平稳，但增量项目机制电价大多低于本省燃煤基准价，叠加现货市场建设提速、限价区间扩大，新能源项目盈利不确定性显著加大。
绿电直连政策开辟消纳与储能新路径
2025年多部委出台政策明确绿电直连运营模式，要求“以荷定源”、自发自用占比不低于60%。各省已陆续公布首批项目清单，该模式有望缓解新能源消纳压力，并推动源网荷储协同与储能发展。
绿色甲醇市场供不应求，绿电运营商迎来新机遇
在EU ETS和FuelEU Maritime双重驱动下，航运业降碳成本攀升，全球绿色甲醇供需缺口超600万吨/年。国内秸秆资源充足，生物质气化制甲醇项目在合理价格下全投资IRR可达10%-18%，绿电运营商积极布局，行业进入快速发展期。
报告回答的关键问题
136号文对新能源项目收益有何影响？
136号文以2025年6月1日为节点分类施策：存量项目机制电价多维持燃煤基准价，收益过渡平稳；增量项目竞价结果普遍低于燃煤基准价，叠加现货市场建设，收益波动性明显增强，尤其三北、山东等地区电价压力更为突出。
绿电直连政策如何助力新能源消纳？
绿电直连政策要求“以荷定源”，项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，总计用电量比例不低于30%，且逐步提高至2030年的35%。该模式可减少弃风弃光，同时推动储能配置，目前多个省份已公布首批项目清单。
绿色甲醇项目是否具备经济性？
报告测算显示，生物质气化制甲醇在秸秆价格200-300元/t、甲醇售价5000-6000元/t条件下，全投资IRR为10.1%-17.8%，经济性较优；电制甲醇在制氢成本14-18元/KG时，需售价6000元/t以上才具经济性，随着绿电降价和碳捕集成本优化，前景可期。
报告中的代表性数据
国内新能源装机规模
截至2025年10月，同比增长35.3%，其中风电5.9亿千瓦（+21.4%），光伏11.4亿千瓦（+43.8%）；新能源发电装机占比达46.1%。
全国风电、光伏利用率
2025年1-10月，同比分别降低2.0和2.2个百分点，消纳压力凸显，西北部地区弃风弃光率更高。
以上数据根据报告摘要整理，具体统计口径和数值请以完整报告原文为准。
完整报告包含什么
- 136号文各省配套细则及增量项目竞价结果汇总表，包括27个省份的风电、光伏机制电价与燃煤基准价对比。
- 各省电力现货市场建设节奏表，覆盖山西、广东、山东等七省正式运行情况及各省价格区间。
- 绿电直连政策核心内容解读及云南、青海、陕西、河北等省份配套方案对比。
- IMO净零排放框架草案与欧盟EU ETS、FuelEU Maritime法规的详细条款及减排目标。
- 航运业使用传统燃料的碳排放成本测算模型，包含EU ETS+FuelEU与IMO两种情境的逐年成本对比。
- 绿色甲醇技术路线（生物质气化、电制甲醇）的工艺流程、成本结构及原料供应分析。
- 国内秸秆资源区域分布与可利用量测算，支撑绿色甲醇产能可达2940万吨。
- 绿色甲醇项目经济性测算结果，包含生物质制甲醇与电制甲醇在不同价格条件下的IRR、回收期、毛利率等指标。
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