绿电破局，氢能乘风起
发布日期：2026/5/7
4月27日，国家能源局举行季度例行新闻发布会，新能源司副司长潘慧敏表示，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》，支持新能源发电通过直连线路直接向用户“点对点”供电。
数据显示，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，全国有99个绿电直连项目完成审批，对应新能源总装机规模3405万千瓦。“近期，我们在单用户绿电直连政策的基础上，研究制定多用户绿电直连政策，允许新能源通过专线向多个用户直接供应绿电，推动工业园区、零碳园区加快实现用能清洁替代，促进新能源在更大范围消纳，相关政策将于近期发布。”潘慧敏说道。
绿电直连正在国内快速起势！
什么是绿电直连？想一个画面，一片海上的风电场或戈壁滩的光伏板，不再需要将电力先“上传”到庞大的国家电网，再经过层层传输、分配，最终到达用户。而是通过一条专属的“电力高速公路”，直接从发电端点对点地输送到几十公里外的工厂、数据中心或产业园。这就是绿电直连——一种让新能源与用能负荷“面对面”交易、实现电力物理溯源的新型供能模式。它能推动新能源的消纳，同时因为省去了中间输配环节，也能让综合用电成本下降。那么现在绿电直连“爆发”，是否意味长期面临用电成本高痛点的绿氢，在不久的未来也有望迎来规模化落地的跨越？
绿电直连“爆发”
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，通过专用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，相当于为新能源开辟一条“高速直达专线”，不用再经过公共电网的“中转”，直接送达用电企业手中，实现真正意义上的“点对点”供电。
2025年5月，国家发改委、能源局在联合印发的《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），从顶层设计的层面确定了绿电直连的定义、实施路径与行业标准；同年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），进一步明确了绿电直连项目的电价构成、费用缴纳规则等核心市场机制，推动绿电直连从政策框架落地至实际操作阶段。
国家推进绿电直连，是解决新能源消纳、产业绿色转型、能源安全的核心需求。在国家政策的东风下，国内多地结合自身资源禀赋和产业特点，出台围绕绿电直连的实施细则或方案。以下是云南、山东、内蒙古等部分省区发布的地方性绿电直连正式文件或征求意见稿。
（公开资料信息）
绿电直连项目也在快速落地。截至目前，上述17省市已启动布局，河北、青海等7省率先批复54个项目，总规模达8.9GW，涵盖风光新能源，涉及46家企业及联合体，且在这其中，央国企是主导，包括国电投、华电、国家能源集团、中广核、华能等；还有高载能龙头企业，包括青海盐湖股份、中国铝业、河北中首特钢、宏兴钢铁等，还有新兴产业龙头如宁德时代、益海嘉里、中国联通、中国移动等。
现阶段，绿电直连的电源主要是风能、太阳能、生物质能等新能源。绿电直连对企业的核心价值的是“降本”，能大幅降低零碳用电成本。传统模式下，绿电经电网采购叠加各类费用，电价偏高；绿电直连绕过中转环节，大幅降低终端电价。高耗能企业降本成效更为突出，钢铁、电解铝行业电力成本占比达30%-50%，采用绿电直连后，每度电可省0.1元以上，大型企业年电费可省数千万元，显著提升竞争力。
此外，2026年，欧盟CBAM碳关税全面开征，中国出口企业迎来大考，倒逼企业推进绿电直连。这一点怎么理解？按欧盟现行80欧元/吨的碳价计算，一家年出口100万吨钢铁的企业，若全部使用煤电，每年需缴纳的碳关税高达6.4亿元；而通过绿电直连供电，可将用电环节的碳排放降至近零，直接省掉这笔巨额成本。
那为什么得选用绿电直连？这源于欧盟在2024年更新的CBAM规则中明确：仅认可“物理直连”或直接购电协议（PPA）的绿电，单独购买的绿证无法用于产品碳足迹核算。也就是说，之前很多企业依赖的“买绿证抵碳排放”的模式已经彻底失效，绿电直连从“可选项”变成了出口企业的“刚需硬通货”！
场景方面，绿电直连的应用目前在呈多元化发展的特点。内蒙古乌兰察布建设全国首个数据中心绿电直连项目，新能源年自发自用电量8.5亿千瓦时。新疆探索零碳园区和增量配电网建设绿电直连项目。黑龙江齐齐哈尔市规划建设离网型制氢制醇绿电直连项目，新能源规模120万千瓦。
整体看，绿电直连早已经不是概念，而是一场正在进行的由央企国家队领衔、民营龙头扎堆入场、席卷全行业且能重塑出口企业竞争力的确定性能源革命。
绿电直连为氢能应用注入活力
绿电直连的爆发，也有望为氢能注入发展活力。
其一，降低源头成本。据统计，绿氢制备成本中电费占比达60%-70%，目前绿氢成本约为灰氢的2–3倍。传统模式中，绿电需经电网传输，产生约占终端电价30–40%的输配电费及附加费用。直连模式省去输配电环节费用，并叠加绿电价格优势，能让制氢电价比电网购电低40%+，减少制氢总成本中60-70%的电力支出，从而减低绿氢成本。以新疆项目为例，综合用电成本从0.35元/kWh降至0.25元/kWh以下，对应绿氢成本降低约0.55元/Nm³。
其二，能够有效构建区域氢能产业闭环，推动氢能应用全面落地。就在近日，宝武清能（阳江）绿氢产业园正式启动，这个总投资超110亿元的绿氢产业园项目将探索全国首创的海上风电直连制氢模式，助力阳江打造广东绿氢中心。这应该只是一个开始。绿电直连实现了氢气的“就地生产-就地消纳”的高效低成本闭环，这必将吸引越来越多的产业资本在风光富集区直接投资建设“源-产-用”一体化基地，加速整个氢能产业从示范走向规模化、商业化的进程。
其三，直连模式在物理上实现绿电与绿氢的点对点对应，每一度电均可精准溯源至特定风电或光伏项目。这种可靠的溯源能力，有助于满足欧盟碳边境调节机制等国际绿色贸易规则的要求，为绿氢的绿色属性提供保障。
另外，绿电直连也将为绿色氢氨醇创造更多就地消纳场景，为绿氢产品的下游应用探索出一条可盈利、可扩张、可持续的商业化模式。比如，吉林省能的《吉林省绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》（征求意见稿）就指出：新增负荷项目可开展绿电直连，重点支持氢基绿能（绿氢、绿氢制绿氨、绿氢制绿色甲醇、绿氢制可持续航空燃料等）、钢铁冶金、算力（数据）中心、汽车制造等行业。
绿电直连对氢能发展的推动作用显而易见。当然，这背后也存在一些隐形负担。比如，全额系统费用强制缴纳，地方政府不得减免。政策明确要求缴纳输配电费、系统运行费、交叉补贴等（占最终电价30%-40%）。例如内蒙古某项目测算显示，系统备用费+政府基金附加使电价增加0.06-0.08元/kWh。如果该费用超过0.1元/kWh，那每公斤氢气成本就会增加约6元/kg，这是直接影响绿色氢氨醇一体化项目的重要指标，该部分政策缴纳费用在0.08元/kWh以下，才能保障绿色氢氨醇一体化项目可持续性发展。
还增加了初始投资。用户需承担直连线路（含跨越安全措施）、接入系统设施（如开关站）及储能配套投资，预估百兆瓦级项目初始投入超10亿元。另外需配置继电保护、安稳装置等二次系统，并满足电能质量监测要求，增加设备及集成服务费用等支出。
绿电直连对氢能技术的影响
就产品技术而言，绿电直连的规模化应用，预计将对氢能行业形成强大的“需求侧技术驱动”。若企业们能在此窗口期抓住机会，有望确立先发优势与自身行业地位。
比如，绿电直连将倒逼电解装备技术向“电网级”兼容靠拢。政策要求源荷匹配（自发自用比例≥60%），加快推动碱性电解槽负荷调节范围扩至30%-130%，倒逼电解槽新型电极材料的研发应用，未来新型碱液电解槽电流密度将普遍达到6000A/cm2，重量减少30%，冷启动时间缩短至30分钟以内。
另外，基于PEM制氢技术具有快速响应特性，更适配风光波动性，绿电直连也将加速PEM技术的应用。当然，如果AEM技术能核心材料的寿命问题以及有规模化可行性项目落地，也有望在其中斩获机会。
因为要高效、安全地“吃下”批量波动的绿电，就必须将多个电解槽作为一个整体进行协同群控。这直接催生了“柔性群控”技术，即通过智能控制系统，将总功率需求动态、最优地分配给不同电解槽，实现集群的快速启停、功率平滑调节和高效运行，从而最大化利用每一度绿电。绿电直连模式应用于氢能，也必然将加快多电解槽柔性群控技术的突破。
此外，绿电直连也将为氢储能打开需求空间、创造机会。为保障下游绿色化工的安全生产，项目需配置储能。储能系统是维持化工生产连续性的“安全阀”，是化工生产的刚性需求，合成氨/甲醇属于连续流程工业生产，设备启停成本极高（单次启停损失可达百万元级），且最低负荷通常需维持在50%-60%。风光发电具有强波动性（如单日发电量波动可达80%），若无储能系统缓冲，低出力时段，制氢系统降负荷可能导致合成工段供氢中断，触发非计划停机，出力骤降时段电解槽可能因功率陡降触发安全保护停机（如氢氧混合风险）。氢储能系统还在风光出力不足时提供备用电力；另外其在极端天气也能起到生产保障作用，离网系统若无电网后备电源，连续无风无光天气可能导致全系统瘫痪。
纵览国内绿电直连的发展，2025年政策打底，市场爆发；2026年全面放量，红利凸显。进展神速！下一步，其将从“红利”阶段进入到“产业重构”阶段，真正去影响能源变革。它的到来，为氢能拓展应用创造了制度空间，也将推动氢能关键技术迈向突破应用新阶段。后续，随着绿电直连在项目可行性上有越来越多的实例，在制度的执行细则上更加完备，氢能产业借此“翻盘”，不是没有可能。
来源：高工氢电
