政策出台历程：绿电直连在电力行业也被称为新能源就近消纳，有关政策并非短期提出，而是经历了长期的试点探索与演进过程。2016-2017年国家就开始提出微电网、增量配电网相关发展趋势，后续增量配电网共推出6批数百个试点项目，但最终真正落地的项目数量极少，核心原因是电网企业存在一定反对意见。2021年国家提出源网荷储有关政策，仅在西部地区落地部分项目，且大多以示范为主，整体推进效果并不明显。2024年底国家开始酝酿出台绿电直连政策，相关研究及政策起草工作同步启动。2025年5-6月绿电直连政策正式对外发布，同年7月国家级零碳园区政策出台，对国家级零碳园区的建设要求作出了详细规定；同年9月，绿电直连价格政策正式落地，明确了价格梳理与制定的相关规则，至此绿电直连从落地实施路径到价格交易机制的全流程政策体系已十分完善。当前绿电直连执行“一对一”模式，即一个新能源电站仅可对接一个用电企业，后续国家还在酝酿起草“一对多”政策，允许一个新能源电站对接多个用户或园区，目前该政策处于起草阶段。

  发展核心动因：绿电直连政策将在15期间实现加快速度进行发展，主要是基于三方面核心动因：

  a. 新能源行业发展进入新阶段，亟需新的消纳路径。2025年1月国家出台136号文，将所有新能源全部推入现货市场，导致新能源收益一下子就下降，电力市场行情报价普遍下行，其中山东省2026年1月光伏结算电价约0.1元/度，2026年2月光伏结算电价仅为0.05元/度，该价格波动属于电力市场正常现象，核心作用是引导市场理性投资光伏，避免盲目扩张。绿电直连模式可为光伏、风电等新能源提供新的消纳出路，推动新能源与产业深度协同发展。

  b. 产业绿色发展存在刚性需求，物理直连绿电是核心要求。海外层面，欧盟出台CBAM法案，对我国铝、钢铁等六大类产品征收碳关税；后续又发布新电池法，要求出口至欧洲的动力电池符合有关碳足迹规定，且欧盟仅认可物理直连的绿电，不认可通过交易或绿证形式获取的绿电认定。国内层面，2024-2025年国家相继出台政策，要求重点产业满足相应绿电消纳权重，电解铝、晶硅、算力中心等五大高载能产业，各省均明确了对应的绿电消纳权重和比例。而绿电直连模式下绿证天然绑定，无需额外采购绿证，可充分满足国内外的相关合规要求。

  c. 风光储有关技术逐步成熟，为绿电直连提供经济性支撑。十四五期间风光储成本一下子就下降，使得绿电直连项目具备了经济可行性，通过风光储就近消纳的模式，可实现用电成本低于电网购电价格，项目成本具备可接受性。

  综合上述三方面因素，绿电直连是15期间电力行业及新能源行业发展的重要方向。

  ·核心政策规则：绿电直连与零碳园区两项政策分属不同部门出台，定位存在明确差异，二者为辩证统一的关系。其中绿电直连由国家能源局发改司出台，侧重电力项目的实施落地，对各项细则要求十分具体；零碳园区由发改委环资司出台，仅对园区单位GDP碳排放目标作出严苛要求，对实现路径的表述较为笼统，仅提出可通过绿电直连、增量配电网等新能源就近消纳形式完成目标，且要求零碳园区内新能源就近消纳比例需达50%以上。从落地逻辑来看，零碳园区的实际落地必须依托绿电直连政策，但当前绿电直连采用一对一模式，即一个电源仅能对接一个用户，无法适配零碳园区多用户的场景，待国家出台一对多政策后即可解决该落地障碍。此外绿电直连也可单独适用于大型高载能单个企业，适用场景并不局限于园区。绿电直连的核心运营规则包括三方面：一是绿电范畴明确为风电、光伏、生物质三类，水电、核电不属于可参与绿电直连的电源品种；二是新能源与负荷之间的绿电专线原则上不可以由电网企业建设，规避了实施过程中与电网企业的复杂交互；三是参与绿电直连的发电企业可豁免发电业务许可证，符合电力法有关要求，电力法规定一个区域仅能有一个发电业务许可证供电，豁免后发电企业与电网供应同一用户也不违反相关规定。

  ·价格机制解读：2025年9月出台的1192号文对中间环节费用缴纳规则作出明确规定，该政策并非优惠政策。此前市场普遍预期绿电直连可通过自发自用部分免交售配电费降低用电成本，即用户自行建设专线的自发自用电量无需缴纳相关联的费用，但实际经测算及与电网企业沟通确认，该政策并未给用户所带来大幅优惠。此前电网供电采用两部制电价，包括按实际用电量收取的电量电费，以及按变压器容量或最大负荷收取的容量电费，1192号文将收费模式调整为单一制，仅按变压器容量收取输配电费，看似无需缴纳自发自用部分的电量电费，但实际按原有两部制算法测算，自发自用部分仍需缴纳相关联的费用，整体支出无显而易见地下降。仅有的优惠包括两部分：一是自发自用部分无需缴纳线分/度，该减免符合实际情况，因为自发自用部分未接入电网，不存在线损成本；二是自发自用部分无需缴纳系统运营费，各地费用标准在5-8分/度不等。综合折算下来，整体全用电量仅可节省2-3分/度，优惠幅度极小。绿电直连有关政策的核心初衷并非为用户降低用电成本，而是聚焦两大产业目标：一是促进新能源就近消纳，二是推动绿电物理溯源。

  ·适用产业筛选：绿电直连项目的产业筛选核心围绕四项指标展开，各指标评价逻辑如下：一是用电成本占企业总成本的比例，占比越高适配性越强；二是用电负荷的灵活调节能力，负荷可调节性越高越适配风光发电的波动性特征；三是单体用电规模，用电量较大一方面可支撑发电侧形成规模效应，另一方面也能反映企业经营稳定性较好；四是绿电需求迫切性，受CBAM约束、动力电池相关碳要求、纳入碳市场、涉及工业过程碳排放的产业需求优先级更高。

  a. 电解铝：该产业已纳入CBAM征收范围，当前CBAM暂不征收电力相关的间接排放，推测2030年之后大概率将征收该部分排放，同时国内铝产品出口欧洲、应用于电动汽车及电池领域的规模较大，提前布局绿电直连的必要性较高。

  b. 电池相关产业链：覆盖正负极材料、碳酸锂、盐湖提锂等上下游环节，绿电需求迫切，当前已落地的绿电直连项目大多与该类产业相关。

  c. 绿氢/氢氨醇：该类产业对绿电认证要求十分严格，电灵活性强，且电价在成本中的占比极高，是天然适配绿电直连的产业，不过目前其绿色价值变现路径尚未成熟，仍需一段时间发展。

  d. 算力中心：其运行负荷十分稳定，与风光发电的波动性存在一定错配，当前国外算力中心更多采用燃气轮机或火电保障供电，也可采用小比例绿电直连模式，适配30%以内的绿电渗透率，能够大大降低用电成本，已有乌兰察布相关项目落地实践，但目前暂无“绿色算力”相关的价值认可机制，绿色价值难以变现，还需国家出台有关政策推动产业发展。

  ·区域发展策略：绿电直连项目的推进需结合不一样的区域的资源禀赋制定差异化策略，东西部区域资源差异明显，对应的推进思路完全不同。东部区域风电、光伏等电源资源十分稀缺，执行“寻源找荷”的推进策略，即先寻找可利用的风电、光伏电源，再匹配适配的负荷端产业。以江苏省为例，2025年年初国家尚未出台全国性绿电直连政策时，江苏就已推出本地绿电直连政策，为宁德时代等电池企业的配套产业提供绿电物理溯源服务，但当地2024年陆上风电已全部暂停开发，集中式光伏资源也较为有限，最终落地项目的绿电比例难以满足欧盟有关要求，多数项目推进受阻。西部区域电源供给充足，执行“寻荷找源”的推进策略，即先锁定优质的负荷端产业，再匹配对应的电源资源，当前落地情况较好的绿电直连项目多集中在西部区域，比如新疆、青海等地的电解铝企业的铝电直连项目均已成功实践。

  ·系统类核心技术：新型电力系统规划仿真技术是绿电直连的重要发展趋势。传统电力系统中风光电量占比偏低，规划仿真模式成熟无明显问题，绿电智联小系统作为新型电力系统转型的探索载体，风光电量占整体负荷的比例持续升高，通过小系统的示范可逐步落地测试各类先进的技术，为后续新型电力系统的整体发展积累经验。适配高绿电比例场景的规划仿真技术目前国内外暂无成熟方案，全行业正处于探索研究阶段。

  构网型技术是高绿电比例系统的核心稳定支撑，覆盖构网型储能、风机、光伏等品类，可支撑纯风光离网方案落地，比如西藏阿里等无大电网覆盖的区域，可依托构网型技术搭建纯风光供电系统。构网型技术目前已相对成熟，国内代表企业包括南瑞继保。

  负荷柔性调节技术是新型电力系统及绿电直连最关键的技术，可以最低代价降低系统调节成本。相关应用案例包括：

  a. 电解铝场景：电解铝本身具备±10%的负荷调节能力，相当于储能银行，可在电量富裕、电价偏低时抬升生产负荷，在电力短缺、电价偏高时降低生产负荷。经测算，在绿电占比50%以上的绿电直连系统中，电解铝具备该调节能力后，系统综合用电价格可降低约15%，且无需付出高额改造成本，投入产出效益突出。

  b. 合成氨场景：传统合成氨属于化工类刚性负荷，生产全程稳定不做调节，为适配风电光伏的出力波动性，行业通过技术攻关，合成氨最低可降至10%负荷运行，可优先使用低谷低价电压缩生产所带来的成本，仅需投入千万级改造成本，花费代价极低。

  ·跨环节与输电技术：一体化调控技术是绿电直连多产业协同的核心支撑。目前电、氢、化工各环节的独立调控技术均已成熟，电侧AGC、AVC调节技术，氢侧DCS控制技术，化工侧最优控制技术都有广泛应用，但全链路缺少统一的协同调控“大脑”，核心难点在于各环节的响应尺度差异极大：电的调节响应为毫秒级，氢的响应为秒级到分钟级，合成氨等化工环节的响应为小时级，跨尺度协同目前暂无先例，不止电氢氨链路，电解铝等其他产业也面临电与生产环节协同的需求，国内已有多家企业组织多产业链路的协同调控探索，有关技术探索具备较高的实践价值。

  中低压直流技术是值得着重关注的输电类技术，特高压直流已为大众熟知，中低压直流指正负10千伏、正负35千伏、正负50千伏等对应交流35千伏、110千伏的直流输电技术，核心优势包括三方面：一是转换效率高，新能源侧光伏、风电均存在天然直流环节，负荷侧电解氢、电解铝、电解铜等高载能负荷也均为直流负荷，采用中低压直流输电可省去交直流变换环节，系统整体效率比交流高3-5个百分点；二是成本下降速度快，前几年中低压直流成本相对偏高，近年降本速度快，十四五期间综合造价有望与交流系统基本持平；三是离网场景优势突出，直流系统仅需维持电压稳定无需控制频率，离网纯风光场景下所需构网型储能规模仅为交流系统的一半，叠加构网型储能成本后，直流系统综合造价可与交流系统持平，发展前途良好。

  ·项目收益情况：新能源电站参与常规电力市场化交易的电价偏低，难以满足项目投资收益要求，绿电直连模式的核心逻辑是通过新能源电站与负荷侧直接对接，提升新能源发电的销售电价，同时保障不抬高用户的终端用能价格，该模式一定要通过科学计算匹配最优风光储配比，结合负荷柔性调节能力，实现发电侧与负荷侧的双赢。

  从落地情况去看，西部资源优势区域的项目收益提升效果更明显，以新疆某与电解铝企业深度绑定的绿电直连项目为例，当地常规光伏项目电价仅约0.1元/度，弃电率普遍达到30%-40%，收益水平较差；而该项目通过压减电解铝企业的自备电厂提升绿电消纳空间，配套近100万规模的光伏，在年用电量约100亿的企业园区内就地消纳，光伏消纳率达到95%，双方签订了25年0.19元/度的照付不议协议，项目收益率超过8%，部分场景下可达到10%以上，明显高于常规光伏项目6%-7.7%的普遍投资收益率要求。总的来看，绿电直连项目的综合电价普遍高于新能源纯市场化上网电价，可有效提升电站收益，区域上西部更具发展优势，东部区域新能源资源禀赋较差，依靠光伏加储能降低用电价格的难度极大。

  绿电直连项目的核心重点是负荷侧，两类负荷适配性更强：一是对绿电有较强诉求，可接受绿电环境价值变现的主体；二是负荷调节能力较强，可降低储能等配套带来的系统成本的主体，目前落地项目多集中在西部，例如内蒙古配套算力中心的绿电直连项目。从负荷侧的成本与诉求来看，扣除输配电价、储能、专线等配套成本后，绿电直连的用电成本仅比直接从大电网购电节省几分钱，多数公司参与的初始诉求为降低电价；其中出口导向的电池类企业对降电价诉求不强，核心诉求是获取绿电物理电量溯源认证，同时可享有全部绿色权益，包括绿证、绿电及后续碳收益，仅在电价上做出一定让步。

  ·配储有关要求：绿电直连项目的配储需求与自发自用绿电占比直接相关，当前要求新能源自发自用部分的电量占到用户用电量的30%以上就可以满足规定的要求，该比例阈值较低，大部分情况下项目无需配套储能即可达标；若项目要进一步提升绿电比例至40%-50%区间，则需要大规模配套储能。

  不同类型的绿电直连项目配储比例差异较大：并网型项目的配储比例约为新能源装机的10%-20%；离网型项目由于需要完全脱离大电网独立运行，配储比例显著更高，例如宁德时代在东营的离网绿电项目，配储规模达到新能源装机的3倍左右。

  配储的投资主体为发电侧，配储的成本最终会传导至用户端，体现在发电侧向用户供应的绿电电价中，由用户实际承担。此外，配套储能可有效提升电力系统的削峰填谷能力，除了适配高比例绿电消纳的需求外，储能本身在部分区域独立运营也具备较好的收益性，因此绿电直连模式的推广对储能行业发展也存在一定利好。

  ·市场规模测算：当前绿电直连项目实际推进进度已超预期，依照国家能源局官方口径，目前已实施的绿电直连项目共84个，配套新能源规模达3000多万千瓦；此外七八个省份已发布相关绿电资源项目，经梳理其配套新能源规模约为1300-1400万千瓦。

  十五五期间绿电直连的市场空间大多数来源于两类存在一定重合的需求：a. 高载能行业需求，绿电直连的下游客户以高载能用户为主，涵盖算力中心、电解铝、钢铁等领域，经测算此类用户“十四五”期间总用电量需求约2万亿千瓦时，若按30%的绿电直供比例估算，对应绿电需求约四五千亿千瓦时；b. 零碳园区需求，其中国家级零碳园区共100个，单个园区起步用电量不低于6亿千瓦时，普遍在20亿千瓦时以上，100个国家级零碳园区总用电量约1万亿千瓦时，叠加各省规划的10-20个省级低碳示范园区的绿电需求，整个零碳园区板块对应电量规模约1.5万亿千瓦时。剔除重合部分后，十五五期间绿电直连对应的总绿电需求约为3000-4000亿千瓦时，按风电光伏平均利用小时1500小时测算，对应可落地的绿电直连配套新能源装机规模为2-3亿千瓦。

  从定位来看，绿电直连是十五五新能源装机目标的组成部分，并非完全新增的项目体量，将与大基地、新能源竞配共同构成三足鼎立的新能源资源配置模式，整体发展形态趋势向好。

  ·落地阻力分析：国家电网总部层面已认可绿电直连有关政策，1192号文制定过程中经过多轮磋商，从收入端来看该政策未对电网利益造成损害。绿电直连的电价构成包含输配电费、系统运行费、线损、政府性基金及附加四部分，其中电网的核心收入来源为输配电费，系统运行费用于支付储能、抽蓄、煤电的容量电费，政府性基金及附加上缴政府，线损仅针对经电网传输的电量征收，自发自用部分无需缴纳线损。绿电直连采用单一制电价核算后，用户所有用电量均需按两部制电价全额缴纳相关联的费用，经测算与全部使用电网供电的缴费水平基本一致，因此电网的输配电费收益未受影响，这是电网总部同意推进该政策的核心基础。

  地方层面的落地存在一定阻力，部分地方电网对政策存在认知差异，将绿电直连类比增量配电网，认为会挤占自身经营蛋糕，但实际上当前电网代理购电的占比已极低，后续占比还将持续下降，政策对电网直接收入的影响很小。地方电网的核心顾虑是大型发电企业逐步掌控配电网资产，可能削弱自身在电力系统中的话语权，因此部分区域的接受度较低，推进存在障碍。

  绿电直连是国家政策明确导向的发展趋势，属于大势所趋，电网公司无法阻挡政策落地。当前江苏等先进省份已在国家顶层政策出台前率先发布地方配套政策，明确项目红线要求，例如部分省份不允许离网类绿电直连项目开展，要求项目必须接入公用电网。随着政策持续出台和宣贯，各方认知都在逐步转变，整体推进趋势向好。

  ·市场参与格局：发电侧参与绿电直连项目的主流方式为仅投资电源侧，仅少数地方国企有负荷侧布局，例如豫能控股参股算力企业，但央国企若主业不包含算力中心、数据中心等负荷侧业务，对外投资非主业项目存在比例限制，且国资委监管严格，普遍较少参股负荷侧项目。民企机制更为灵活，获取项目资源的手段更丰富，其中远景参与了第一批52个国家级零碳园区中的十几个，在负荷侧布局的优势突出。两类主体各有优劣：央国企资金实力丰沛雄厚、信用资质好，更适合参与体量较大的产业项目，但决策惯性较强，对新业务的响应速度较慢；民企对市场变化的敏感度更高，推进新项目的速度更快，当前在绿电直连相关新赛道的布局节奏领先于央国企。

  ·项目与技术趋势：离网绿电项目需配置高比例储能的核心原因是新能源发电与负荷用电的时长不匹配：风电利用小时数约2000小时，光伏利用小时数约1000小时，且发电时段存在重叠，纯电源侧合计利用小时数仅2000~3000小时，而负荷侧利用小时数达5000~6000小时，为实现电量平衡，需将新能源装机规模超配至负荷的2倍以上，富余的发电电量需通过储能存储，供新能源出力不足时段使用，因此配储规模较高，典型案例如宁德时代离网项目，配套风电50万千瓦、光伏100万千瓦，合计新能源装机150万千瓦，配储规模达480万千瓦时，约为新能源装机的3倍。

  中低压直流技术当前已有落地应用，可实现发电侧直流电力直接供给直流负荷，仅需通过固态变压器就可以实现电压调整，目前已有直流电解铝、分布式光伏直连电解铝直流母线等案例，相比传统交流系统可减少两次交直交变换环节，整体传输效率提升3~5个百分点。当前直流设备投资所需成本仍高于交流，其中±10千伏直流产品价格已降至较低水平，更高电压等级可通过逐级升压实现。目前全世界内直流技术仍以示范应用为主，欧洲相关研发起步较早但未实现大规模推广，国内前两年相关落地项目较少，近年开始慢慢地增多，已有苏州同里国家电网直流小镇示范项目、大连纯直流风光离网制氢、直流电解铝等试点，预计十五五中后期才有望进入大规模商业化阶段。未来配电网将向交直流混联方向演进，直流技术可实现潮流精准控制，适配高比例新能源接入、多负荷类型的配电网场景，交流系统仍将长期占据主流地位。

  国央企对绿电直连项目参与积极性偏低的核心原因是决策链条长、发展惯性大，决策层对新业务的响应速度慢，经营风格偏稳健不愿尝试新方向，例如新型储能赛道民企已快速在各地布局项目，国央企的规模上量速度明显偏慢，部分后续甚至需要从民企手中获取项目路条；再如136号文出台后市场一致认为光伏行业发展难度较大，但2025年华电、华能分别投产光伏1700万千瓦、1900万千瓦，均创历史上最新的记录，也充足表现出国企发展的强惯性，难以快速响应市场变化调整方向。项目类型趋势方面，大部分绿电直连项目为并网型，依赖大电网支撑，适合用电负荷稳定的企业；离网项目一般适用于三类场景：a.拥有自备电厂的企业，如魏桥、信发等大型电解铝企业，自身火电电源支撑性强；b.偏远无大电网覆盖区域，如西藏阿里、新疆及内蒙古部分偏远地区；c.对绿电溯源要求极高的项目，如绿氢、绿氨、绿醇项目，以及需满足出口绿电物理溯源要求的项目，如前述宁德时代离网项目。

  ·重点产业电耗结构：绿电直连重点适用的高耗电产业中，电费对成本的影响程度存在差异：

  a. 电解铝：每吨电解铝用电量约13000度，按0.4元/度测算电费约5200元，占电解铝总成本的40%左右，电价波动对盈利影响显著；

  b. 碳酸锂生产：盐湖提锂制备碳酸锂的环节中，电费占总成本的40%~50%，是成本端的核心构成项之一；

  c. 算力中心：电费占经营成本的60%~70%，但由于算力整体成本包含算力卡等大额硬件投入，因此电费在整体算力成本中的占比相对不高。