在“双碳”目标引领下，我国新能源开发规模稳居世界第一，风电、光伏装机量持续攀升，但“弃风弃光”、绿电属性难溯源、企业绿电消费成本高、电网传输压力大等痛点，始终制约着新能源产业高质量发展。

在此背景下，“绿电直连”作为一种新型绿电供给模式，凭借“点对点直供、全流程可溯、就近消纳”的核心优势，快速走进行业视野，成为衔接新能源发电侧与用户侧的关键纽带，更是推动新型电力系统建设的重要抓手。

对于新能源行业从业者而言，绿电直连不仅是政策支持的新方向，更是产业链上下游（发电企业、用电企业、电网企业、储能企业）新的发展机遇与业务布局重点。但当前行业内仍有不少从业者对绿电直连的定义、核心逻辑、政策要求、实践模式存在认知模糊——它与传统绿电交易有何本质区别？项目建设需满足哪些条件？不同主体参与其中能获得哪些收益？未来发展面临哪些挑战与突破方向？

什么是绿电直连

要读懂绿电直连，首先要跳出“传统绿电消费”的固有思维，明确其核心定义与本质特征，同时厘清行业内最常见的3个认知误区，避免混淆概念、误判方向。

01 绿电直连的官方定义与核心内涵

此前，我国尚未对绿电直连给出明确统一的定义，导致各地实践模式不一、标准混乱。直至国家发展改革委、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，2025-05-30），才从国家层面首次明确了绿电直连的定义内涵：绿电直连是指风光等新能源不直接接入公共电网，而通过专用电力线路与单一电力用户实现直接连接的供给模式。

拆解这一定义，可提炼出3个核心关键词，精准把握绿电直连的本质：

✅电源限定：仅针对风电、太阳能发电、生物质能发电等可再生能源，化石能源发电不纳入绿电直连范畴，这是“绿电”属性的核心前提；

✅传输路径：绕开公共电网主干网络，通过“专用电力线路”实现传输，形成“发电端-用电端”的点对点闭环，不与公共电网中的化石能源电力混合；

✅核心特征：可实现绿电供给的全流程物理溯源，解决了传统绿电交易中“绿电属性与电力商品分离”的痛点，确保每一度绿电的生产、传输、消费都可核查、可追溯。

此外，绿电直连项目建成后，可自主选择两种运行模式：

✅一是并网型：与公共电网保留应急连接，占目前全球已投运项目的95%以上；

✅二是离网型：不接入公共电网，主要用于偏远矿区、海岛等特殊场景，占比不足5%；其中，并网型项目是当前我国政策重点支持、行业主流推进的模式，既保留了绿电直连的核心优势，又能通过公共电网保障用电安全可靠。

3个常见认知误区，一次性厘清

✅误区1：绿电直连=绿电交易？—— 本质不同，核心差异在“物理绑定”

很多从业者会将绿电直连与传统绿电交易混淆，实则二者有着本质区别。传统绿电交易中，新能源发电企业将绿电注入公共电网，与火电、水电等电力混合传输，用电企业通过购买“绿证”证明自身消费的是绿电，但无法实现电力物理层面的专属匹配——也就是说，企业买到的是“绿电属性”，而非物理意义上的“专属绿电”。

而绿电直连通过专用线路实现“物理绑定”，发电端与用电端形成闭环，绿电不进入公共电网混合，从根本上实现了“发用一体”的刚性关联，是唯一可完全满足产品碳足迹核算中电力溯源要求的供给模式。

简单来说，传统绿电交易是“属性匹配”，绿电直连是“物理匹配”，后者的绿电溯源性、真实性更具优势。

✅误区2：绿电直连会替代公共电网？—— 是补充而非替代，聚焦“就近消纳”

部分从业者认为，绿电直连绕开公共电网，会对现有电网体系造成冲击，甚至替代公共电网。事实上，绿电直连的核心定位是“补充与优化”，而非替代。

公共电网的核心作用是实现电力的大范围调配、保障全社会用电安全，而绿电直连聚焦“就近消纳”，主要解决分布式新能源“自发自用、就地利用”的问题，减少新能源电力远距离传输造成的损耗，同时缓解公共电网的传输压力。

对于并网型绿电直连项目而言，公共电网仍是重要的“备用保障”——当新能源出力不足（如夜间无光伏、无风时段）或用电负荷激增时，可通过公共电网补充供电；当新能源出力过剩且满足余电上网要求时，也可将多余电力送入公共电网，实现资源合理利用。

✅误区3：所有企业都能搞绿电直连？—— 有明确适用范围，并非“一刀切”

绿电直连并非适合所有企业，而是有明确的适用场景和条件限制。根据《通知》要求，目前我国重点支持四类场景开展绿电直连：

✅场景一：新增负荷

政策明确新增用电负荷可以配套建设新能源项目来开展绿电直连。

✅场景二：存量负荷（自备电厂）

存量负荷开展绿电直连，需满足“自备电厂足额清缴可再生能源发展基金”，且绿电发电空间通过调减自备电厂出力实现；

✅场景三：存量负荷（出口外向型企业）

出口外向型企业，可利用周边新能源资源探索开展绿电直连（应对欧盟碳关税等国际绿色贸易壁垒）；

✅场景四：受限的存量新能源项目

存量新能源项目，若未开展电网接入工程或当地电网消纳空间不足，可在履行变更手续后开展绿电直连。

从企业类型来看，绿电直连更适合用电负荷稳定、用电量大、有刚性降碳需求的企业，如钢铁、冶金、化工、数据中心、新能源汽车产业园等，这类企业的用电需求能更好地匹配新能源出力特性，实现绿电高效利用。

绿电直连项目的“四大组件”

绿电直连并非简单的“发电端接一根线到用电端”，而是一个由“电源侧、传输侧、用户侧、支撑侧”组成的完整系统，四大组件相互配合、协同运行，才能确保项目稳定、高效、合规落地。作为新能源行业从业者，了解四大组件的核心要求，有助于精准把握项目布局重点、规避建设风险。

01 电源侧：绿电直连的“能量源头”，有明确建设规范

电源侧是绿电直连的核心基础，也是决定项目绿电属性和供电稳定性的关键，其建设需满足“类型适配、规模合理、合规可控”三大要求。

✅电源类型：仅限可再生能源，优先选择风电、光伏（分布式或集中式均可），也可结合当地资源条件，搭配生物质能发电等，形成“多能互补”模式——比如“风电+光伏”组合，可有效平抑新能源出力的间歇性、波动性，提升供电稳定性。需要注意的是，化石能源发电不能作为绿电直连的主力电源，仅可在应急场景下作为补充（并网型项目可依托公共电网实现）。

✅建设规模：需与用电侧负荷规模精准匹配，避免“电源过剩”或“供电不足”。根据《通知》要求，省级能源主管部门会对绿电直连项目的电源规模进行统筹规划，项目风电、太阳能发电规模需计入省级新能源开发建设方案，用电负荷规模需有明确依据和支撑，同时合理确定最大负荷峰谷差率，确保项目与公共电网交换功率的峰谷差率不超过规划值。

✅合规要求：绿电直连项目的电源建设需履行备案手续，直连线路、接入系统等按电压等级纳入省级或城市的能源电力和国土空间等规划；此外，新能源发电部分可豁免电力业务许可证，这一政策红利大幅降低了项目投资主体的准入门槛，激发了市场投资活力。

02 传输侧：专用线路是核心，承担“点对点”传输使命

传输侧的核心是“专用电力线路”，这是绿电直连区别于传统绿电供给的关键标志，也是实现“绿电不混合、可溯源”的核心保障，其建设需满足“专用性、高效性、安全性”要求。

所谓“专用性”，即线路仅用于绿电直连项目的电源侧与用户侧之间的电力传输，不得接入其他发电主体或用电主体，也不得与公共电网主干网络混接，确保绿电传输的独立性和溯源性。从电压等级来看，专用线路多采用110kV及以下电压等级，适配就近消纳的场景，减少远距离传输造成的电力损耗（通常绿电直连项目的电源与用户距离控制在50公里范围内）。

在投资建设方面，《通知》创新了投资模式，明确直连专线原则上应由负荷、电源主体投资——若电源、负荷不是同一投资主体，双方应签订多年期购电协议或合同能源管理协议，明确投资责任和收益分配，打破了以往“电网企业垄断输电环节”的模式，进一步放开了市场准入。

此外，传输线路还需配套建设智能计量装置和监测系统，实现电力流向、电量、电压等数据的实时监测和精准计量，为绿电溯源、电费结算提供数据支撑，这也是项目合规运营的重要前提。

03 用户侧：绿电直连的“终端需求方”，需满足负荷要求

用户侧是绿电直连项目的核心需求主体，其负荷特性、降碳需求直接决定了项目的可行性和经济性。结合政策要求和行业实践，绿电直连的用户需满足以下3个核心条件：

✅负荷规模达标：用电负荷需达到一定规模，才能支撑专用线路、储能系统等配套设施的投资建设，实现规模效应。目前我国暂无全国统一的负荷规模标准，各地结合实际情况制定相关要求，通常优先支持年用电量1亿千瓦时以上的工业企业、产业园区等。

✅负荷稳定可控：用户负荷需相对稳定，且具备一定的调节能力，能够适配新能源出力的间歇性、波动性——比如工业企业可通过调整生产班次，在新能源出力高峰时段增加用电，低谷时段减少用电，提升绿电消纳效率；数据中心、新能源汽车充电场站等可通过储能配套，实现负荷调节。

✅有明确降碳需求：用户需有刚性降碳目标，如出口外向型企业（应对欧盟碳关税、美国通胀削减法案等国际绿色贸易壁垒）、重点耗能企业（满足“双碳”考核要求）、绿色园区（打造零碳示范场景）等，这类用户对绿电的需求更迫切，也更愿意承担绿电直连项目的配套投资。

此外，根据《通知》要求，绿电直连项目负荷不得由电网企业代理购电，需由项目主体自主参与电力市场交易，确保项目的市场化运营。

04 支撑侧：储能+智能调度，保障项目稳定合规运行

绿电直连项目的稳定运行，离不开储能系统和智能调度平台的支撑——二者相当于项目的“稳定器”和“大脑”，解决新能源出力波动、源荷匹配、安全管控等问题，也是政策明确要求的配套设施。

✅储能系统是必备配套。由于风电、光伏出力具有间歇性、波动性（夜间无光伏、无风无风电），若没有储能系统支撑，绿电直连项目难以实现持续稳定供电，甚至可能影响用户正常生产。根据行业实践和政策导向，绿电直连项目需配套一定比例的储能系统，通常储能容量不低于新能源装机容量的10%-20%，储能时长不低于4小时，用于平抑新能源出力波动、存储过剩绿电，实现“削峰填谷”。例如，波兰ArcelorMittal钢铁企业的绿电直连项目，配套了100MWh储能，有效保障了光伏电力的稳定供给。

✅智能调度与能源管理平台是核心支撑。平台需实现“源荷协同、实时监测、精准调度、数据溯源”四大功能：实时采集电源侧出力数据、用户侧负荷数据、储能系统运行数据，精准匹配源荷需求；对专用线路、储能系统、计量装置等进行实时监测，及时发现并处理运行故障；实现绿电生产、传输、消费全流程数据记录和溯源，为碳足迹核算、绿证申领提供支撑；同时对接电力调度自动化系统或新型电力负荷管理系统，按照调度要求安排发用电计划，确保项目与公共电网协同运行。

我国绿电直连未来发展趋势

我国绿电直连正步入制度化、规模化发展的快车道，未来趋势呈现以下特点：

01 赋能的多维实践

绿电直连已形成“项目爆发增长+用户需求升级”的双轮驱动格局。2025年上半年，市场规模已突破2000亿元。预计到2030年，全国市场规模有望突破2万亿元。截至2026年初，全国已有超过50个绿电直连项目获批，覆盖20多个省区市，项目落地正在加速。

02 应用场景深度聚焦

未来，绿电直连将主要服务于两类核心需求：

✅高耗能行业降本增效：电解铝、钢铁、化工等行业是主力用户。通过绿电直连，企业可显著降低用电成本，例如电解铝企业每吨成本可降低超2000元，提升产品毛利率。

✅出口企业应对绿色壁垒：为应对欧盟碳关税等国际绿色贸易壁垒，有刚性降碳需求的出口外向型企业，如动力电池、芯片制造等，将加速布局绿电直连，以降低产品碳足迹，提升国际竞争力。

03 产业布局加速重构

“沙戈荒”等地区的风光资源形成的绿电优势，正成为吸引产业转移的“绿色招牌”。未来，将呈现外送与就地消纳“两手抓”的格局，西部地区通过绿电直连就地消纳新能源，吸引数据中心、高耗能企业等向绿电资源富集区转移，重塑产业布局。

技术模式不断创新项目将向“新能源+储能+微电网”的综合能源模式发展，以提升供电的稳定性。例如，通过配置储能系统，可将光伏出力的日内波动范围从±30%压缩至±5%，更好地匹配企业用电需求，实现绿电的高效、稳定利用。

我国绿电直连代表性案例

东营时代零碳产业园

地点：山东东营

特点：这是全国首个100%绿电直连的零碳产业园，也是宁德时代布局零碳制造的标志性项目。模式：采用“风光耦合+构网型技术”构建独立能源系统。通过专线“点对点”直供园区，完全替代了传统的化石能源和公共电网供电。

此项目由宁德时代 (CATL)主导完成，配置了大规模储能系统，将不稳定的风光电力转化为可调度电源，无需火电调峰即可满足工业生产的稳定性需求。通过区块链技术实现了从发电到用电的全链条绿电溯源，为生产的电池产品赋予了“绿电身份证”，直接满足欧盟碳关税等国际标准要求。

塔里木油田上库项目

地点：新疆（塔克拉玛干沙漠北缘）

特点：这是我国西北地区首个百万千瓦级的绿电直连项目，也是“沙戈荒”地区新能源规模化应用的样本。

模式：利用塔里木油田建设的130万千瓦光伏项目，通过直连线路向附近的独山子石化公司乙烯项目直供绿电。

此项目由中国石油 (CNPC)主导完成，每年可生产约21亿千瓦时绿电直供园区企业，预计能带动用电企业降低综合能耗36.7%。 该项目构建了“光伏治沙—绿电生产—低碳制造”的生态经济循环链，使下游工业成品符合欧盟碳边境调节机制（CBAM）准入标准。

中金数据乌兰察布项目

地点：内蒙古乌兰察布

特点：这是全国首个数据中心采用“源网荷储一体化”模式实现绿电直供的项目，为“东数西算”战略提供了绿色算力支撑。

模式：项目配套了风光发电及储能设施，通过智能输电和储能调峰，实现了清洁能源与数据中心的直接供能对接。

该项目由中金数据（乌兰察布）有限公司建设，采用了“源网荷储”一体化协同运行，当风电或光伏出力波动时，储能系统和电网调度能实时调整，保障了算力需求的高可靠性。项目每年可减少约56.7万吨碳排放，为低碳算力产业集群建设提供了示范。

中国铝业电解铝项目

地点：青海西宁

特点：作为青海省首批绿电直连试点项目之一，这是电解铝行业（高耗能产业）实现绿色低碳转型的典型。

模式：构建了“风-电-铝”一体化系统。配套建设了40万千瓦风电，通过专线直接供给电解铝生产线。

此项目由中国铝业青海分公司主导实施。该项目实现了绿色风电与电解铝生产线的无缝对接，证明了绿电直连模式在解决传统重工业高碳排放问题上的可行性。