一、绿电直连行业概况
绿电直连指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不接入公共电网，通过专用电力线路直接向电力用户供给绿电，实现电量物理溯源的新能源供用电模式。按项目电源、用户与公共电网的电气关系划分，绿电直连分为并网型与离网型两类。并网型项目的电源、用户和线路作为整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面；离网型项目的电源、用户和线路均与公共电网无电气连接，作为独立系统开展运营。按用户数量划分，可分为单用户与多用户两类，2026年5月印发的《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号）将政策适用范围从“一对一”拓展至“一对多”。
二、绿电直连行业政策
绿电直连的政策脉络可追溯至2016年的增量配电业务改革试点，经由并网型微电网、源网荷储一体化等文件逐步积累制度基础，2025年进入密集出台阶段。650号文确立国家级制度框架，将绿电直连划分为并网型与离网型两类，明确四类开展路径、负荷侧主导的投资模式与“以荷定源”规划原则。1192号文完善价格机制，理顺输配电费与系统运行费的缴纳规则，项目按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费，自发自用电量暂免缴纳政策性交叉补贴新增损益。688号文将适用范围从“一对一”扩展至“一对多”，并引入小时级电量溯源匹配机制。
三、绿电直连行业产业链
1、产业链结构图
绿电直连产业链上游为核心设备与材料供应环节，包括风电整机、光伏组件、储能系统与输变电设备，其中储能与构网型设备是决定项目在弱电网环境下能否稳定运行的关键。中游为项目开发与运营环节，涵盖电源侧投资主体、源网荷储一体化方案设计与工程总承包、调度与溯源平台，以及电网企业的接入服务与计量结算。下游为负荷应用场景，目前集中在高耗能行业、算力基础设施、绿色氢氨醇与零碳园区四类。
2、绿电直连下游应用分布
从已审批项目的负荷类型看，高载能行业与对绿电有刚性需求的行业构成主体。基于10个省份70个已审批项目的统计，化工类项目占17.1%，数据中心占15.7%，钢铁与电池制造各占14.3%，有色占12.9%，建材、生物、煤炭、机械制造、新材料、油气、园区等项目合计占25.7%。
相关报告：华经产业研究院发布的《2026-2032年中国绿电直连行业发展动态监测及投资风险评估报告》
四、绿电直连行业发展现状
1、绿电直连项目审批进度
国家能源局数据显示，2026年2月底全国84个绿电直连项目完成审批，新能源总装机规模3259万千瓦；到2026年4月底增至99个项目、3405万千瓦；2026年7月进一步增至100个项目、3410万千瓦。五个月内项目数量增加16个，装机规模增加151万千瓦。
2、绿电直连项目数量地区分布
截至2026年5月底，全国24省（市、区）出台绿电直连配套政策，其中内蒙古、河北等13省（市、区）率先完成项目公示，累计公示项目124个，其中115个明确装机规模。从项目数量上看，河北、内蒙古绿电直连项目数量断层领先，分别高达40个、39个，合计占全部项目总量65%。此外，新疆、青海、江苏、宁夏的绿电直连项目数量也较多，分别达8个、7个、5个、5个，对应数量占比7%、6%、4%、4%。
3、绿电直连项目装机规模地区分布
从装机规模维度看，内蒙古以11，681MW装机规模稳居全国首位，占全国总装机比重达36%；宁夏6840MW位列第二，占比21%；河北5350MW位列第三，占比16%，是国内绿电直连装机的核心承载区域；青海、甘肃、山西装机规模也较高，依次2238MW、2000MW、1800MW。
4、绿电直连项目发电方式分布
按电源类型划分，绿电直连项目电源结构以风电为主导。风电装机18.5GW，占比57%；光伏装机13.4GW，占比41%；光热发电仅0.1GW，占比0.2%。
五、绿电直连行业竞争格局
1、国内外绿电直连主要企业
绿电直连是中国独创的新能源就近消纳业态，海外为欧美购电协议，日韩无同类制度。我国绿电直连央企凭资源主导，民企靠虚拟电厂、零碳园区卡位；短板是专线电量须超60%自用、需电网兜底、电价下行压收益。欧美以长协锁收益、中国以专线做溯源，竞争焦点转向多用户园区直连与算电协同。
2、国内绿电直连主要开发主体
从开发主体来看，央企优势突出，民营企业也占有重要份额。央国企主体合计参与82个项目，民企主体参与64个项目。从装机规模看，央国企项目总装机约25054MW；民企项目总装机约12893MW。央国企凭借资源及资金优势，项目装机规模更大。据不完全统计，国家能源集团、华电集团、国家电投集团、大唐集团、华能集团参与绿电直连项目装机规模分别约2.1、2.4、0.9、2.9、0.6GW；中核集团、中广核集团装机规模分别约1.8、0.7GW。
六、绿电直连行业发展趋势
1、项目落地规模进入加速期
2026年2月至7月，全国完成审批的绿电直连项目由84个增至100个，装机规模由3259万千瓦增至3410万千瓦。地方储备规模明显大于审批口径，内蒙古一省正在推进的项目即达152个，仅2025年11月至2026年2月的三个多月内，云南、青海、河北、山东四地就有50个项目获批，规模合计约8.45GW。预计2026年全年绿电直连项目装机规模有望达到60GW，且现阶段统计的存量项目均为一对一模式，688号文推动的一对多模式落地后，增量空间将进一步打开。
2、算电协同成为核心应用场景，负荷结构向新兴产业倾斜
算力中心用电量由2025年的1700亿千瓦时增至2030年的8000亿千瓦时，五年新增用电规模6300亿千瓦时，占全社会用电量的比重由1.6%升至6%。国家枢纽节点新建数据中心的绿电消费比例考核要求为80%，而当前落地直连项目中数据中心占比不足16%，渗透率仍处于低位。从负荷侧看，算力中心的全天候刚性用电特性与风光出力的波动性存在天然张力，需要配套储能与多元电源互补，短期内规模化仍受制于供电可靠性与租赁协议周期。中长期看，算电协同场景的项目储备密度最高，电力央企与三大通信运营商、华为的合作已进入规模化阶段。
3、经济性考验从政策审批转向并网容量与负荷率的匹配水平
1192号文确立的按容（需）量缴费机制下，项目实际负荷率与全省平均负荷率的差值直接决定度电固定成本。截至2026年6月底，全国仅新疆、宁夏、河南、天津、海南5个省份正式公布平均负荷率数据，多数省份数据缺失，投资者难以准确测算度电成本。多地调研显示，过网费、备用费、系统调节费等依然偏高，部分区域逼近风电上网电价。免收部分系统运行费属于过渡性安排，恢复收费后项目经济模型将受到考验。未来三年，项目能否成立更多取决于并网容量申报值的科学确定、储能与新能源配比的优化，以及负荷企业自身用电负荷预测与调节能力的建设。
华经产业研究院对中国绿电直连行业发展现状、市场供需情况等进行了详细分析，对行业上下游产业链、企业竞争格局等进行了深入剖析，最大限度地降低企业投资风险与经营成本，提高企业竞争力；并运用多种数据分析技术，对行业发展趋势进行预测，以便企业能及时抢占市场先机；更多详细内容，请关注华经产业研究院出版的《2026-2032年中国绿电直连行业发展动态监测及投资风险评估报告》。
