作为风电、光伏等新能源消纳的全新路径，绿电直连打破了传统电力 “统购统销” 的固有格局 —— 既让西北戈壁、华北草原上闲置的风电资源真正 “活” 了起来，化作可直接利用的绿色动能；又为出口型企业、高载能产业量身定制了可国际溯源的零碳电力方案，让产品碳足迹核算有据可依、应对海外碳关税更有底气。
本文将以政策演变为脉络，拆解绿电直连的核心规则、全国布局的鲜明特征与行业关注的核心问题，为投资者和行业从业者解读这一新能源消纳 “新赛道”。

政策背景

2025年5月，国家发改委、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），首次在国家层面明确绿电直连的定义、路径与标准，为绿氢产业打通“最后一公里”。

2025年9月，国家发改委印发《关于绿电直连项目输配电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2025〕1192号），敲定了电价构成、费用缴纳等关键市场规则，直接把绿电直连从"政策概念"推入"落地实操" 。文件明确了：

“按容量计费”原则，下网电量免系统备用费；

自发自用电量占总发电量不低于60%、占用户用电量不低于30%，2030年后提升至35%；

接入公共电网需按容量缴纳输配电费；

建立容量电价机制，电网仅收取“备用容量”成本；推行“谁受益、谁负担”的费用分摊原则，避免交叉补贴。

绿电直连是指风电、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，可实现供给电量清晰物理溯源的模式。其中，直连线路是指电源与电力用户直接连接的专用电力线路，分为并网型、离网型两类。

650号文明确四大适用场景：新增工业负荷、存量自备电厂清洁替代、出口外向型企业绿电保障、受阻新能源项目盘活，同时放开民营资本、工业企业、新能源运营商多元参与，为地方落地提供清晰指引。

两大核心政策的关键内容如下表所示：

全国17 省市布局全景

截至目前，全国已有江苏、云南、青海、陕西、河北等 17 个省市发布绿电直连相关政策或实施方案。河北、青海、云南、山东、内蒙古、黑龙江、湖北7省已批复项目规模高达8.9GW！

核心问答

自绿电直连政策落地以来，电价构成、绿证交易、项目申报、电压等级等问题成为市场关注的核心。以下整理了五大高频核心问题。

Q1：绿电直连的电价构成是什么？哪些费用免缴、哪些必须缴？

绿电直连的电价费用核心区分自发自用电量、下网电量、上网电量三类，不同类型电量的费用缴纳规则差异显著，其中自发自用电量可免缴多项费用，成为企业降低用电成本的核心优势。

具体费用缴纳规则如下表：

Q2：绿电直连项目的绿证能否交易？是否允许 “电证分离”？

政策明确要求“证电合一”，绿证与电力必须绑定，严禁电证分离双重获益。企业使用绿电直连的电力后，绿证自然归用电企业所有，可用于企业零碳认证、产品碳足迹核算、应对欧盟CBAM 碳关税等，但不得单独拆分绿证出售。若出现“电证分离” 操作，将被认定为违规，面临政策处罚并影响企业信用与后续项目申报。

Q3：绿电直连的接入电压等级有何限制？超等级接入需满足什么条件？

核心遵循650 号文要求：项目接入电压等级原则上不超过220（330）kV，该电压等级可覆盖绝大多数工业企业、园区及新能源基地的直连需求。若确因项目规模、负荷需求等原因需要接入220（330）kV 及以上电压等级，需由省级能源主管部门会同国家能源局派出机构，组织电网企业、项目单位等开展电力系统安全风险专项评估，评估通过后方可获批，确保电网安全稳定运行。

Q4：哪些企业 / 项目可以申报绿电直连？优先级如何？

根据650 号文及各省市细则，绿电直连项目申报分三类，新增负荷项目、存量负荷替代项目、消纳受限的存量新能源项目，具体如下：

新增负荷项目：绿色冶金、光伏、锂电、数据中心、绿氢、化工、生物医药等产业项目，按“以荷定源” 原则同步配套新能源，无需历史条件审核，为当前各省市重点推进类型；

存量负荷项目：仅允许两类企业申报，一是原有燃煤/ 燃气自备电厂且已足额清缴可再生能源发展基金的企业，通过压减化石能源出力引入绿电；二是有明确降碳刚性需求的出口外向型企业，需提供进出口经营权、海外客户碳足迹要求等证明；

消纳受限的存量新能源项目：因并网受限、消纳不足导致闲置的风电、光伏项目，履行接入系统设计方案变更等手续后，可转为绿电直连电源，盘活存量资产。

Q5：绿电直连项目的投资主体有何限制？电网企业能否参与？

650 号文明确：在绿电直连项目的建设中，原则上以负荷作为主责单位。包括民营企业在内的各类经营主体（不含电网企业）均有权投资参与绿电直连项目。电网作为第三方不能参与投资。

绿电直连项目原则上由负荷企业作为主责单位，投资主体可多元化：既可以是负荷企业单独投资，也可以是新能源发电企业单独投资，或双方成立合资公司投资；直连专线原则上由负荷、电源主体共同投资。若电源与负荷并非同一投资主体，需签订多年期购电协议或合同能源管理协议，明确产权划分、运行维护、结算关系等权责。

绿电直连的产业价值

新能源消纳新路径：绿电直连实现“源荷零距离”，风电、光伏发的电直接供给企业，消纳率可达 100%，彻底盘活了西北、华北等地区因电网消纳能力不足而闲置的新能源资源，为风电、光伏项目开发提供了全新的市场空间，尤其利好分散式风电、县域光伏等项目。

电力市场市场化改革深化：绿电直连豁免电力业务许可、简化并网流程，让新能源运营商与用电企业直接交易，打破了电网“统购统销” 的传统模式，推动电力市场从 “中间环节主导” 向 “源荷直接对接” 转型，同时催生了负荷聚合商、能源服务商等新型市场主体。

绿氢产业的“成本破局关键”：绿氢制备成本中电费占比达60%-70%，传统电网传输的输配电费占终端电价 30%-40%，绿电直连砍掉中间环节，让绿氢制电解电成本腰斩，叠加 SiC 电解槽、规模化效应，绿氢成本有望下探至 15 元 /kg，与灰氢实现平价，为绿氢产业规模化发展扫清成本障碍。

产业协同升级，催生新业态：绿电直连项目普遍配套储能设施，形成“发电 + 直供 + 储能 + 用能” 的闭环，带动风电、光伏、储能、输配电设备等产业链协同发展，同时催生了 “绿电园区、零碳工厂、绿氢基地” 等新业态，推动工业、化工、交通等产业实现全链条脱碳。