绿电直连政策深化：消纳压力缓解与电价溢价空间释放

顶层政策落地，绿电直连机制理顺

2026年3月，《政府工作报告》首提“算电协同”，标志着算力与电力融合正式上升为国家战略。作为算电协同的核心落地场景，绿电直连政策自2025年起密集出台，逐步打通从理论到实际落地的关键链路。2025年5月发布的650号文确立了国家级“一对一”绿电直连政策，同年9月的1192号文明晰了电价机制，完善了输配电费缴纳等关键环节。2026年5月，688号文进一步将绿电直连拓展至“一对多”模式，增强了负荷侧的稳定性，适用场景得以延伸。

政策演进经历了从增量配电改革破冰、微电网建设规范，到源网荷储一体化指导，再到零碳园区建设支持的过程。当前，绿电直连已明确划分为并网型与离网型两种模式，适度放开新增及存量负荷的直连落地场景，并倡导遵循“以荷定源”的规划思路。价格机制方面，项目实行按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费及输配电环节的电量电费，有效降低了绿电直连的运营成本。

内外双重约束共振，绿电需求刚性凸显

国内方面，高耗能行业的绿电消费考核持续收紧。2025年7月印发的通知明确对电解铝、钢铁、多晶硅、数据中心等重点用能行业设定绿电消费比例，核算以绿证为主，且各地考核标准逐年提升。国际方面，欧盟碳边境调节机制（CBAM）于2026年正式生效，进口商需为钢铁、铝、水泥等品类购买碳证书，且仅认可物理溯源直连模式。随着配额收紧及覆盖行业扩容，出口企业的绿电需求将进一步增长。

在此背景下，“十五五”期间重点行业的绿电消费增量预计可支撑近650GW的风光消纳。假设到2030年，四大传统高耗能行业、算力基础设施及可再生能源制氢的绿电消费比例分别达到特定水平，对应“十五五”期间绿电消费增量巨大。若仅考虑增量项目对应的绿电消费规模，也可支撑近500GW的风光消纳，企业可通过绿电直连或购买绿证满足要求。

电站消纳压力缓解，电价溢价空间释放

在电量方面，绿电直连项目多布局于西部地区，固定向高耗能行业供电有利于缓解当地的消纳问题。西部地区限电问题较为严峻，通过签订多年期购电协议，提前锁定电量与电价，为新能源发电提供了稳定的消纳渠道，有助于改善弃风弃光现象。

在电价方面，绿电直连项目因直供电量不通过公共电网，可节省系统运行费、线损等成本。若下游企业用电负荷率超过平均水平，还可以节省部分输配电费。因此，直供协议电价较市场交易电价可能存在10%-15%的溢价，且通过多年期购电协议锁价，稳定性较强。对于存量高耗能行业，由于需通过购买绿证完成考核，存量新能源电站的绿证交易量价亦有望提升。

项目加速落地，央企优势突出

截至2026年5月底，全国已有24个省（市、区）出台绿电直连配套政策，其中13个省（市、区）率先完成项目公示。已公示项目中，华北地区为核心，内蒙古装机规模居首，河北项目数量第一。电源结构上，风电占据主导地位。开发主体方面，央企凭借资源及资金优势，参与项目装机规模较大，国家能源、中国华电、国家电投等集团合计装机规模显著。同时，民营企业也占有重要份额，参与度较高。

算电协同是绿电直连的核心应用场景之一，电力央企主要联合通信运营商与华为开展布局，行业已进入规模化发展阶段。此外，零碳园区聚合及氢基能源一体化也是重要的落地场景，通过“一对多”模式聚合多元负荷，或通过专线直供降低绿氢生产成本，拓宽了盈利空间。