岭南入夏后闷热难耐，往年这都是常规气候，可今年高温来得格外早。

5月27日晚间最新消息，南方电网用电负荷连续三天创下历史新高，南方比往年提早一个多月撞上夏季用电高峰。

持续高温不断放大电力紧缺的市场预期，一路高歌猛进的绿电赛道，会在这场热浪考验下走出哪些新行情？

“阶段性消纳压力。”

先看一组数据。

2026年1—2月，全国风电利用率为91.5%，光伏发电利用率降至90.8%。这意味着弃风率上升到8.5%，弃光率上升到9.2%，明显高于2025年同期的6.2%和6.1%。部分西部地区，如，西藏光伏利用率仅60.8%，青海78.7%，甘肃82.5%。

为什么东南沿海缺电，而西部却在“弃电”？这大概就和发电的地方和用电的地方，两地相隔太远有关。

西藏、甘肃等西部地区的大型新能源基地，依赖跨越数千公里的输电线路将电力输送到东部大城市。但特高压建设没那么快，本地消纳能力又有限，大量绿色电力只能被白白浪费。

能源部门指出，新能源就地平衡、就近利用正是破解这一消纳难题的重要举措。而2026年5月出台的一项重要政策，正好在这个方向上迈出了一大步。

“从‘一对一’到‘一对多’。”

2026年5月20日，《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》，将绿电直连模式从“一对一”正式升级为“一对多”，新能源电力不经过公共电网，通过专用线路直接向工业园区多家企业供电。

过去，一家企业要直接使用风电或光伏电，必须自己拉专线、自己建变电设施，成本高、门槛高。新政后，工业园区、零碳园区可以集中接入周边新能源，用一条线路满足多家企业的绿电需求，降低了中小企业获取绿电的门槛。

优先支持的对象包括算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业。工业园区占我国总能耗的66%以上，新政的目的正是通过园区级的规模化替代，让更多企业用上绿电。

由此看来，绿电替代正从“单点个案”走向“园区整体推进”的新阶段。

“小时级绿电。”

2026年5月，广东成为南方区域首个实践“小时级”绿电精准匹配与溯源的省份。核心是“分时三者取小”，也就是在任意一个交易小时内，取发电量、用电量、合同约定电量三者的最小值，作为该小时可认证的绿电电量。参与分时绿电交易的企业可以查看每一度绿电的发电来源、交易时段、消纳明细等信息。

截至5月底，广东2026年绿电交易电量达65.7亿千瓦时，涵盖计算机通信、电子设备制造、互联网服务等行业。分时绿电并非取代月度绿电，而是作为“进阶款”精准匹配出口企业等高阶需求。

从月度到小时级，绿电交易的精细度明显提升，直接回应的是国际碳壁垒倒逼出的制度创新。

“跨省调运。”

2026年5月8日，广州电力交易中心发布南方区域跨省“点对点”交易工作方案，允许用电企业和售电公司跨省直接采购绿电。

5月7日，广东数据中心首次参与跨省绿电采购，从广西、云南的风电光伏电站获得2.18亿千瓦时绿电，其中9家广东数据中心购得1745万千瓦时，每度电落地价约4毛钱，比省内同类交易便宜了近一毛三。

广东今年共有1366家电力用户参加绿电交易，合计绿电需求电量约103亿千瓦时。而南方区域电力市场也在加快改革步伐——2026年5月发布的南方区域电力现货市场实施方案征求意见稿提出，集中式新能源原则上全部报量报价参与现货市场。

此外，还有更大范围内的《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，推动电力市场从“区域分割”走向“全国一盘棋”。省间与省内的“市场墙”正在被打破，绿电的跨省配置空间正在打开。

“算力大户加速转向绿电。”

数据中心正成为绿电替代市场中增长最快的新需求方之一。

2026年4月，广东307家数据中心用电量达到10.05亿千瓦时，同比增长17.42%。今年广东17家数据中心企业的绿电需求达5.7亿千瓦时。

更值得关注的变化发生在5月14日，中国联通韶关数据中心、中国移动广州及湛江数据中心共3个大型数据中心集群，首次以虚拟电厂形式参与电力现货市场交易与结算。数据中心不再是单纯的“用电户”，而是通过柔性调控用电来参与电力市场互动。

从纯用能到参与市场调节，数据中心角色变化的背后，是绿电替代从“被动消费”走向“主动互动”的趋势信号。

“绿证。”

衡量绿电市场活跃度的一个直观指标是绿色电力证书（绿证）的交易量和价格。

能源部门的数据显示，4月全国成交7110万个绿证，单卖的有4138万个。

新证价格差距很大。今年发的绿证均价5.84元一张，去年的4.63元，2024年的只要1.12元。

越新的绿证越贵，能看出企业是真的要用绿电，不是买老旧绿证随便应付检查。

此外，政策面还显示，将持续完善绿证价格形成机制，研究制定绿证价格指数，让绿证纳入碳排放双控和碳排放核算。

这大概就意味着，绿证正在从一张“符号化的凭证”变成与碳排放、碳关税直接挂钩的真金白银。

“写在最后。”

综上所述，这大概就意味着绿电替代市场正经历着一些结构性的变化。

第一，装机结构正在快速改变。 截至2026年4月底，全国累计发电装机容量39.9亿千瓦，其中太阳能发电装机12.5亿千瓦、风电装机6.6亿千瓦，同比分别增长26.2%和22%。虽然今年1-4月光伏新增装机同比有所减少，但存量规模的持续扩大意味着电网面临的消纳压力只增不减。

第二，弃电率上升倒逼改革提速。弃风弃光重新抬头，是新能源比例持续提高后的必然挑战。这正是绿电直连、跨省交易、小时级溯源等一系列政策密集出台的根本原因。

第三，绿电替代的驱动力正在切换。 过去，绿电需求可能更多依赖“自上而下”的行政考核。如今，欧盟CBAM的生效让绿电变成了出口企业的“刚需”。绿证与碳核算的衔接也在加速，绿电从“政策驱动”向“市场驱动”过渡的趋势越来越明显。

第四，电力市场化改革进入深水区。 截至2025年底，我国市场化交易电量占全社会用电量比重已从2015年的不足15%跃升至64%，跨省跨区交易规模达1.6万亿千瓦时。

这些变化不会一夜之间让煤电退出历史舞台。在用电负荷提前突破峰值、煤电仍是保供“压舱石”的现实面前，绿色电力的角色仍然是“增量替代”，而非“存量替代”。

绿电市场2026年的大致轮廓是，装机体量上，太阳能发电装机预计将首次超过煤电；消费场景上，工业园区的“一对多”直连和出口企业的“小时级”溯源同时推开；交易效率上，全国统一电力市场的跨省配置和现货市场的新能源全面入市同步推进。

方向是确定的，但路还很长。

参考资料：
经济参考网.南方电网电力负荷三天三创新高.2026年5月28日.