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绿电直连政策框架已成形，但距离商业化落地尚早。其规模化推广，不仅需要算清经济账，加快技术攻关与机制完善，更有赖于绿色溢价的充分释放。
远景通过绿电直连生产的全球首船绿氨发往海外
绿电直连，简而言之，是让风电、光伏等新能源不直接连接公共电网，通过专用线路直接向用户供电。它并非简单的“拉专线”，而是在新能源高比例接入背景下，对电力系统运行逻辑的深层重构：这既是对欧盟碳边境调节机制（CBAM）等国际贸易新规的制度性回应，也是对国内日益严峻的新能源消纳难题的供给侧突围。
从“650号文”破冰、“1192号文”定价，到“688号文”扩围，绿电直连的政策体系初成，但市场推广尚需时日。据业内人士透露，全国已批复和批复中的绿电直连项目预计超过400个，但实际开工率不足10%。从项目经济性测算、源荷匹配技术，到地方细则差异、企业能力提升，绿电直连在实践中正经历多重考验。
政策演进：从“单点突破”到“体系成形”
绿电直连的政策脉络清晰地展现了国家推动能源消费革命的决心。2025年，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号），首次确立绿电直连制度框架，支持单一用户与新能源项目“结对子”。同年，《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号），针对性完善相关价格机制，提出暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益，破解就近消纳项目发展难题。2026年，《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号），在单用户绿电直连政策的基础上，将适用范围拓展至“一对多”，支持园区内多个法人用户共享绿电，并引入小时级电量溯源机制。
上述政策体系的构建，核心在于解决三大痛点：一是合规性。为出口型企业应对CBAM提供了“物理直连”的合规路径，在特定场景下解决了国内绿证不被国际碳核算认可的问题。这使得物理直连的绿电成为出口型企业穿透碳壁垒的现实选择。
二是明确价格机制。经济性是决定绿电直连项目能否规模化落地的关键所在。相关政策通过完善价格机制，让绿电直连项目可通过提升自发自用比例、合理申报接网容量优化用能成本，从而加快绿电直连的发展。
实际上，在前述政策印发前，部分企业已经在积极探索推动绿电直连项目降本。运达股份在内蒙古乌兰察布丰镇园区建设的铁合金绿电直供项目，其采用绿电后的度电价格较当地燃煤基准价节省约0.03元，仅绿电直供部分每年即可为用电企业节省电费约600万元。中金数据乌兰察布源网荷储一体化项目于2025年7月并网运行，是全国首个落地的数据中心绿电直连源网荷储一体化项目。中金数据市场总监韩冰向《风能》表示，一期项目建有30万kW风光装机，配套45MW/180MWh储能系统，每年可产出8.48亿kWh自发自用绿电，不足部分通过大电网补充，满载时实际绿电替代率约37%，并通过绿证交易方式实现数据中心的绿电占比要求。该项目通过自主投资源网荷储一体化的绿电直连模式，明显降低了数据中心的用电成本。
运达股份乌兰察布丰镇绿电直连项目
三是可操作性。政策规定了“以荷定源”原则——年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例不低于30%，并且针对项目分类、规划原则、投资模式、建设管理、运行要求等，都做了明确的制度安排。
值得关注的是，已有20多个省份依据国家政策框架出台了差异化细则。例如，甘肃支持具备条件的存量新能源场站改造升级，采用绿电直连等方式直供就近新增用电负荷；内蒙古率先将电解铝、数据中心等存量负荷纳入直连范畴，并向氢基绿色燃料等八大类场景开放；浙江要求项目接入电压等级不超过220kV，将具备灵活调节能力的算电协同项目允许上网电量占比放宽至不超过30%。这种“全国一盘棋、地方各显神通”的格局，既释放出政策红利，也对企业跨区域布局的能力提出了更高要求。
战略意义：不止于“省电费”的系统重构
绿电直连的价值，不止于降低企业用电成本，更关乎中国产业绿色转型的全球竞争力，以及未来各地区的产业布局。
突破国际碳壁垒的“通行证”。欧盟碳边境调节机制已于2026年1月1日正式进入实施期。其核算规则对电力碳排放有着严苛的“小时级”匹配要求，覆盖钢铁、铝、水泥、化肥、电力、氢六大高排放行业。绿电直连提供的物理直连绿电，相较于购买绿证或绿电交易，在碳足迹核算中具有更直接的证据效力。
破解新能源消纳的“解压阀”。截至2026年6月，我国风电、光伏装机占比已近一半，局部地区消纳压力陡增。传统思路依赖特高压外送，但通道建设周期长、成本高。绿电直连通过在新能源富集区就近引入负荷，将发电与用电“锁死”在物理空间内，部分缓解了大电网的输送压力。与此同时，绿电直连正在改变东西部产业格局。过去是“西电东送”，如今通过直连模式，铁合金、数据中心、绿色氢氨醇等高载能产业开始向内蒙古、甘肃等风光富集区迁移。西部不再只是能源输出地，正在变身为新的绿色产业高地。
现实挑战：政策落地的“四道坎”
尽管战略意义重大，但绿电直连距离商业化落地仍有很长的路要走。
挑战之一是多重成本压力。这是绿电直连项目落地面临的首要挑战。在建设端，项目初期需要巨额投资建设专用线路，为应对绿电波动性而配套的储能设施进一步抬升了项目初始投入。多位受访者指出，风光储的规模配比、专用线路需要“精细算账”。因为任何冗余或不足都会直接推高成本或影响供电可靠性。在运营端，政策层面要求60%的电量必须由用户侧消纳、用户侧至少30%的用电量须来自新能源。这意味着系统设计和调度必须精准匹配源荷曲线，否则要么面临合规风险，要么因弃电造成经济损失。
受地方政策、土地资源、传输线路、审批流程等多重因素制约，各地执行标准差异较大，也增加了项目落地的难度。例如，部分地方新规要求只有具备两回供电线路的项目才能选择“两部制”电价，这使得氢氨醇等项目的柔性调节优势无法体现，成本压力显著增加。在接网容量认定上，现行规则按变压器物理容量、高压电机容量核定费用，同样让柔性负荷的调节价值无法转化为成本优势。
多位受访者均表示，过网费、备用费、系统调节费等依然偏高，有些地区甚至逼近风电上网电价，侵蚀了绿电的成本优势，直接影响项目经济性测算。尽管“1192号文”暂免了部分系统运行费，但这一政策“红利”仅在特定区域才有显著效果。更关键的是，免收部分系统运行费仅为过渡性政策，一旦恢复收费，项目经济模型可能瞬间消失。
天润新能能源规划总监刘雪松提到，在源网荷储一体化等相关政策中提及的峰谷差考核在“688号文”中得到进一步强化，但具体细则不明，增加了不确定性：部分地方要求项目的规划峰谷差率不高于自然峰谷差率，但由于新能源出力波动大，项目接入后峰谷差率会显著扩大，若按此考核，需配备极大容量储能，经济性上难以承受。
挑战之二是发用端产业发展周期匹配难。对于发电侧企业来说，最大的不确定性来自用电端的可持续性。天润新能副总工程师高超指出，“不同行业生命周期差异显著，连续型高载能负荷（如电解铝负荷）具有运行周期长、生产负荷稳定的特点，负荷存续周期与新能源资产折旧周期相对匹配，配套电源项目风险相对可控；租赁依附型负荷（如算力中心第三方运营商）面临技术迭代快，租赁协议持续周期与新能源资产折旧周期不匹配问题，一旦运营商经营承压、减产或搬迁，配套电源极易陷入电力难以就地消纳、对外出售受阻的困境。”
