2025—2026全国绿电直联市场深度观察
2025年5月21日，国家发改委、国家能源局联合发布《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，下称“650号文”），首次从国家层面允许风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，并可实现电量物理溯源，这标志着国内绿电直连模式从地方探索进入国家制度层面。从政策起步到项目密集放量仅一年时间，绿电直连在工业降碳、出口合规、源荷协同等多个维度已跃升为新能源消纳的关键增量渠道。
截至2026年4月，绿电直联完成审批项目达到99个、共3405万千瓦规模。一个不容忽视的结构性特征是：民营企业占比超过一半，对应新能源装机规模超过1400万千瓦。2025—2026年，绿电直连正从一个“要不要做”的政策方向，加速转化为“谁能做大”的市场赛道。
一、政策矩阵演进：从“松绑”到“全面铺开”
1.1 650号文：绿电直连的“破冰之作”
650号文是绿电直连市场从零到一的关键制度突破。在此之前，中国电力系统长期遵循“源—网—荷”的垂直一体化架构，新能源所发电能几乎全部必须并入公共电网，经由统购统销后才能到达用户侧。650号文首次打破这一惯例，从国家层面规定了从新能源电源侧到用电负荷侧“点对点”直供的合法路径。
该文件的核心制度创新可归纳为三点明文授权。其一，项目构成明确化。绿电直连项目由电源侧项目及负荷侧项目两部分组成。电源侧包括新增新能源发电项目以及尚未开展电网接入工程或因消纳受限无法并网的存量新能源项目；负荷侧包括新增负荷以及存量负荷中有燃煤燃气自备电厂且足额缴纳可再生能源发展基金的项目，以及有降碳刚性需求的出口外向型企业。其二，分类授权与消纳模式清晰。按照负荷是否接入公共电网，绿电直连项目分为并网型和离网型两类。离网型完全独立运行；并网型则作为整体接入公共电网，在现货市场连续运行地区可采取整体自发自用为主、余电上网为辅的模式，并对自发自用比例做了硬性规定：新能源自发自用比例不低于60%，占负荷侧总用电比例不低于30%，且需逐年提高，2030年前不低于35%。其三，投资主体多元化。向电网企业之外的各类投资主体开放，原则上由负荷侧作为主责单位，发电企业、负荷企业或其合资公司均可参与。
1.2 24省配套细则落地：从“中央授权”到“地方操作”
国家层面政策出台后，省级细则的密集跟进速度和差异化程度超出市场预期。目前，全国已有24个省（区、市）印发或制定了绿电直连配套政策，从准入条件、技术标准、价格机制到权责划分实现了地方层面的全面落地。
各地政策呈现明显的差异化特征。宁夏在2025年12月率先出台全国首个省级绿电直连实施方案，明确了以荷定源、绿电消纳、电力物理溯源的完整路径。方案对新增负荷企业配套建设风电或光伏电站实现了“投产之初即以绿电建厂、绿电生产”的全流程闭环。技术指标上，设置了高门槛：年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占负荷侧总用电量比例不低于30%，逐年提高不低于1.5个百分点，2030年前达到35%以上，上网电量比例不超过20%。此外，宁夏还对直连电压等级和接网距离做了具体限制（110千伏及以下，35千伏接入控制在20公里、110千伏控制在50公里以内），并构建了清晰的安全责任界面。
新疆以6个源网荷储一体化项目为基础，首创了覆盖多晶硅、煤化工、油气、石化等多行业的多点示范格局。其中塔里木油田项目是中国石油首个获批的绿电直连项目，在沙漠腹地构建“油气生产+绿电供应”闭环体系——10万千瓦光伏电站配备20兆瓦/80兆瓦时储能、2.5公里直连线路与110千伏变电站，年产绿电1.57亿千瓦时可使规模超460万吨的富满油田绿电占比跃升至35.7%，直接降低了油气生产过程中的碳密度的同时，创造了全球首例超级油气产区+沙漠光伏点对点直供的工程范例，为传统重化工业源绿能替代提供了可复制的西北方案。
甘肃的“绿电聚合”路径则走得更深。庆阳东数西算产业园创新试点“绿电聚合供应”模式，通过风光基地集中聚合为数据中心集群提供高比例绿电——已成功将平均到户电价压低至东部地区的一半水平，走出了“瓦特”向“比特”降本化转化的差异化路线，获得国家级零碳园区创建资格，综合能源成本已构成吸引算力企业的核心竞争优势。其模式的核心价值在于突破点对单用户限制，“多对多”的集群效应能更精准匹配零碳园区高比例绿电自供的硬性约束目标。这不仅对西北其他产业园区有直接可借鉴的聚合模式，也提前回应了650号文尚未正式出台的多用户直连政策所预埋的结构性技术缺口。
二、市场总览：3405万千瓦背后的结构性特征
2.1 量增加速：从84到99的三个月
2025年2月，全国共有84个绿电直连项目完成审批，新能源总装机规模达3259万千瓦。到了2026年4月底，这个数字已经更新为99个项目、3405万千瓦。仅仅两个月时间增加了15个项目、约150万千瓦新增装机、多家以石油化工为代表的行业龙头企业已取得实质性突破，且部分集聚多晶硅、煤化工等典型高消纳高排放场景的首批项目刚刚经历完整的备案—开工—建设全流程后进入并网冲刺期。考虑到民营企业占比超过一半且对应的新能源装机规模超过1400万千瓦，民营主体的市场活力成为绿电直连赛道的重要驱动力。
2026年仍将是增量爆发年，全年预计落地超200个、总规模超15吉瓦的绿电直连项目。随着国家层面多用户绿电直连即将从政策储备转为执行方案，“一对多”新模式将为无法满足5%余电上限约束的电力用户和一次性难以投建数十万片光伏阵列的中小企业协同开辟全新的接入通道。
2.2 三大应用场景结构透视
目前，99个已审批绿电直连项目可归纳为三大核心应用场景。
场景一：出口外向型工业直供降碳（最大的市场化驱动力）。该场景的驱动力不依赖于行政指令，而是碳关税的直接倒逼。新疆首批4个绿电直连项目中，伊犁新天煤化工绿电直连项目解决了高载能化工产业的碳合规难题，塔河炼化项目每年新增绿电消费量约3.2亿千瓦时，可减少二氧化碳排放约19.3万吨。戈恩斯电子级多晶硅项目直接为年产6万吨高端电子级多晶硅架设“绿电专线”，全年9亿千瓦时绿色电力供应将多晶硅生产流程碳足迹溯源到每一个工艺环节，满足国际光伏客户的产品碳足迹准入标准。国家电投还以西到东开创跨省样板——以内蒙古阿拉善的300万千瓦新能源装机途径专线直送宁夏宁东铝业、青铜峡铝业，将宁夏铝业绿电使用比例提升至40%以上，每年消除二氧化碳约210万吨，直接拉低电解铝产品的碳排放强度。
场景二：零碳园区与算力中心绿电耦合（政策驱动+行业刚需）。随着全国首批52家国家级零碳园区全面进入建设期，要求其本地绿电直供比例不低于50%的硬约束直接转化为绿电直连市场增长的制度根基。华电和林格尔新区36万千瓦风光直接匹配内蒙古智算中心的算力增长，绿电专线即产即用、廉价清洁的特征大幅降低了算力中心的用能边际成本。大唐中卫云基地数据中心50万千瓦光伏于5月2日正式投运，标志着“东数西算”工程在沙漠风光电与数字算力之间首次打通物理直通路径，绿电直供从此成为算力枢纽的“标准配置”。在新疆甘泉堡等工业园区，将分布式光伏、储能体系与产业能耗深度融合并构建实时超弹调度矩阵，让园区级的绿电供应从口号指标向刚性可控资产进化。
场景三：传统高耗能行业的存量替代与大用户绿电协议。国家电投2026年5月最新签约的赤峰元宝山绿电直连项目——从内蒙古直供铝冶炼——精准复制跨省点对点的电解铝直供模板。青海桥头铝聚焦600千安电解铝高端生产线的直供绿电路径，解决铝产品出口面对的CBAM碳成本，形成“绿电铝”的品牌溢价。至此，国家电投的绿电直连版图已在内蒙古、青海、河北等多省建成约4000兆瓦的新能源装机规模，行业龙头的集群效应正在快速形成。
2.3 民营企业参与生态圈构建
据650号文所释放的市场化信号，民营企业已深度介入绿电直连的全产业链。截至2026年4月，民企在99个审批项目中占据过半份额，对应新能源装机规模超过1400万千瓦。由资本与开发双轮组合的民企拼团，配合远景、协鑫等在绿电聚合、零碳规划等系统生态服务环节的专业化延伸，使得绿电直连赛道正从“央企圈地、各干各的”进入“资本+技术+资源·多群协跑”的高维竞争阶段。
2.4 跨省绿电直连模式创新
国家电投铝电公司降碳增绿项目是全国首个跨省区绿电直连项目：坐落于内蒙古阿拉善盟境内总计300万千瓦新能源装机，经由专线和通道直接与宁夏宁东铝业、青铜峡铝业负荷规模相匹配，解决了“外地绿电能否直供本省大工业用户”的制度疑虑，为多省协同消纳新能源开拓了全新的商业范式。该模式有望在西部风光资源富集区与东部负荷密集区之间快速复制，使绿电直连从“省内点对点”升级为“跨省点对点”的大市场配置。
三、西北五省领跑：主战场的形成与分化
3.1 国家电投布局：跨省直供的现行样板
国家电投配套绿电直连项目的新能源装机规模约4000兆瓦，主要分布于内蒙古、青海、河北，其中西北区域占绝对主导地位。国家电投宁夏、内蒙跨省项目开创跨省点对点直供先河；青海桥头铝电解铝项目纳入首批绿电直连清单，直接瞄准“绿电铝”目标，锁定未来碳关税应对先机；赤峰元宝山签约则进一步强化工业园区的绿电替代基础设施。国家电投的密集布局，已经形成以高耗能工业为核心需求侧、以西北资源区为电源侧的跨省绿电矩阵。
3.2 甘肃庆阳：绿电聚合+零碳算力的标杆效应
2026年1月30日，庆阳“东数西算”产业园绿电聚合试点项目一期100万千瓦并网发电，二期100万千瓦（风电75万千瓦+光伏25万千瓦）计划动态投资43.77亿元。在绿电聚合模式下，园区既不过度依赖直连某单一电站，又创造了度电成本极低的集约化供电路径，到户电价仅为东部一半，为企业提前完成碳中和目标扫清了成本障碍。庆阳模式的成功意味着：即使是规划100万甚至更高算力体量的园区级负荷体，通过风光资源集中聚合+就近上网+算力产业链绑定的联动，也可像超大型独立用户（虚拟负荷）一样突破物理距离和电压等级壁垒实现绿电市场化流通，极大降低了高比例绿电达标的远期实施门槛，将“源网荷储”一体化从单一园区升级到算力集群+区域绿能的“瓦特—比特”耦合新纪元。
3.3 宁夏化工：以新增负荷定特高压电源配套的先行细则
宁夏方案将“以荷定源”写入实施细则。新增负荷企业在开工前期就配套风电、光伏电站，从建设投产第一步即实现绿电建厂、绿电生产，一步到位完成绿色转型。对于存量改造的燃煤自备电厂或出口型外向企业，宁夏同样给出了明确的路径——以清缴可再生能源发展基金为前提允许自备电厂压减出力换绿电直连，向外向型企业则以其出口报关单为认定依据，绿电直连负荷匹配出口产品对应生产负荷。宁夏的渐进式目标直指2030年前绿电占负荷侧总用电比例不低于35%，并明确在新能源消纳困难时原则上不向电网反送电，保障了电网主体的公平性和安全性。
3.4 新疆绿能替代：从油气到多晶硅
新疆绿电直连的特点是重资产制造业全面渗透。首批4个业主分别涵盖浙江省能源集团、中国石化、中国石油、戈恩斯能源科技，初步形成了煤化工（伊犁新天）、石化（塔河炼化10万千瓦级绿电直供）、油气（塔里木油田）、多晶硅（戈恩斯）四线并发的格局，实现高密度、宽领域试点。其中塔里木油田二期还规划了西北首个百万千瓦级的规模化绿电直连项目，将来为中石油独山子石化大型乙烯装置直供清洁电力，全力对冲CBAM碳壁垒。种种长线布局表明，在行业排头央企和民企的重资产加码下，新疆正从新能源装机基地过渡到绿电直连全场景应用的最佳试验区。
四、收益机制与盈利模式的重塑
4.1 电量比例约束与跨省盈利循环
根据650号文和各省细则，发电与负荷的自发自用比例存在严格的“双线约束”。新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占负荷侧总用电量比例不低于30%。对于宁夏、内蒙古等跨省项目而言，送端省份风光资源发电量大且用电负荷不足，受端省份负荷规模充足但本地风光欠缺，而双方的绿电直连项目必须在满足60%电源侧自用约束和30%负荷侧比例的基础上找到共赢价格。一旦受端企业绿电使用比例大幅提升后，在碳排放配额和绿证交易中的收益向上空间足以覆盖其实际支付的绿色电价溢价。由此在物理连通的两端之间，已出现较明确的正向利润传导路径，跨省绿电直连呈现出商业闭环的雏形。
4.2 零碳园区与“绿电入市”的闭环价值
已入选国家级零碳园区名单的52个园区，在自评与验收环节中硬性要求清洁能源消费占比不低于90%、本地绿色电力直接供应比例不低于50%，构成了绿电直连在内需侧最直接的政策需求。远景科技在台山产业园区的系统性方案，即涵盖了分布式光伏、园区周边分散式风电规划、储能和能碳管理平台，正是为了满足“远景绿电比例+余电上网”兼顾的零碳达标逻辑。庆阳东数西算园区将绿电聚合与零碳园区达标双线契合，电碳耦合互为支撑，更趋近于一条收益链条完全闭环的运营范式。
4.3 绿证与碳资产增值收益
2026年第一季度全国核发绿证达3.03亿个，绿证交易价格呈稳步上扬态势，市场对绿电环境价值的认同度持续提升。绿电直连项目碳排放因物理可追溯可大幅降低环境溢价，在纳入碳排放核算体系后，不仅可直接通过绿证流转获取收入现金流，而且持专线绿电物理溯源的出口型企业（如铝业、多晶硅）可有效衔接碳足迹认证与CCER出售，进一步增强项目整体经济规模。国家能源局正致力于研究多用户绿电直连中环境收益的分配问题，预计2026年下半年还将出台更为精细化的绿证挂钩细则。
五、未来趋势与战略建议
5.1 市场增长预测
截至2026年4月，99个绿电直连项目分布于多个省份，2026年全年预计落地超200个项目，总规模突破15吉瓦，主要集中在西北五省，内蒙古、宁夏、甘肃、新疆、青海仍将是第一阶段的主战场。多用户直连政策一旦正式出台，将会以工业园区/零碳园区为单位整体打包，呈现出从“单体点对点”到“园区多用户协同”的指数级扩散效应。
5.2 跨省协同与电力市场的深度耦合
国家正力推全国统一电力市场，新版《省间电力现货交易规则》已将日内交易周期缩短至1小时，跨省跨区交易与省内交易开启耦合运行。在西北风光资源区与受端高负荷工业区之间有效协同绿电直连和跨省互济机制，是下一步各主要企业战略布局的重点。宁夏、新疆、青海之间可通过数据联动，共享源侧余量和负荷侧缺口。
5.3 政策呼应与风险提示
多用户直连政策将是转变行业赛道的最大变量。需特别关注即将正式明确的容量租赁、绿电环境收益分配以及余电上网等多主体间的权益保障体系。同时，绿电直连项目对负荷企业和电源企业的中长期绑定有较高要求，双方必须提前共同评估市场环境变化和经营履约稳定性。各级能源主管部门也需要就项目接网、安全责任和电价机制协同建立高效精细化监管方案，确保绿电直连既“想通就能通”又“通则能稳”。
核心观点：绿电直连是新能源消纳方式从“以网为主”走向“源荷直供”的里程碑式改革。2025—2026年市场规模和政策体系已呈数量级扩张，在“源网荷储”一体化和零碳园区硬指标双重驱动下，有望成为连接绿色电力资源与高排放负荷端的核心基础设施。随着多用户直连方案落地，绿电直连将真正触达产业园区全覆盖的规模化临界点。在这个赛道上，越早建立与新能源基地相联的物理通道和客户体系的主体，越能在未来降碳博弈中抢占先机。
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