国家能源局电力司副司长谭洪江在 11 月 2 日的一场发布会上给了一组数据。

截至 2026 年 9 月底，全国已有 24 个省份发布绿电直连配套文件，各地已批复算力设施绿电直连项目 12 个，占已批复绿电直连项目的比例超过 10%。

政策体系在完善，地方在探索。这个表述没问题。

但 12 这个数字，值得多想一层。

24 个省发文，只批了 12 个算力项目

发文和落地之间，差着一个数量级。

一个省发文件，通常要明确几件事：什么项目可以直连、线路怎么建、电量怎么计量、费用怎么结算、和电网的关系怎么处理。

这几件事每一件都不简单。

最麻烦的是"和电网的关系"。绿电直连意味着一个用户不完全从公共电网买电，但电网仍然要给它做备用。备用的容量费怎么收，责任怎么划，现有的规则里没有现成答案。

技术上也有门槛。一条专用线路从风电场直接拉到数据中心，中间要解决电压等级匹配、保护配置、故障隔离。出了故障，直连线路和公共电网怎么解列，要设计。

所以真正的卡点不是政策愿不愿意，是这些工程和规则细节没人趟过。

为什么第一批是算力

12 个批复项目全是算力设施，这不是偶然。

算力负荷有三个特点，正好适配绿电直连。

一是新增负荷。数据中心是新建的，不存在"存量负荷怎么转到直连"的问题。

二是有钱。算力项目的投资强度高，能承担直连线路的建设成本。一条 16 公里的专用线路，对光伏电站是负担，对 3GW 的算力基地就是零头。

三是能调节。AI 训练任务可以调度，风光出力不足的时候，部分任务可以延后。

相比之下，工业企业做绿电直连就难得多。生产线不能停，负荷曲线是刚性的，直连的波动承受不了。

所以绿电直连先从算力破局，是路径上的必然，不是政策偏爱。

直连省的是什么

一个常见误解是，绿电直连是为了买便宜电。

便宜是一部分。新疆、内蒙的绿电，度电成本确实低。少了几级输配，电价里的输配电价和线损也省了。

但更重要的可能是另外两件事。

一是确定性。风电场是自己的，出力曲线可预测，不用担心中间被限电或者电价突然调整。

二是碳指标。国家枢纽节点新建数据中心的绿电应用占比要求不低于 80%。直连是最直接的证明方式，不用去市场上买绿证。

对出口导向的企业，这个更重要。欧盟的碳边境调节机制已经在运行，产品碳足迹要能追溯到电从哪来。

一个容易被忽略的连带效应

绿电直连如果大规模推开，会改变电网的商业模式。

现在的电网，赚的是输配电价，靠的是电量过网。直连的电不过网，这部分收入就没了。

但电网同时还要为直连用户提供备用和调峰。这部分服务是有成本的，却很难单独定价。

所以未来几年，"过网费"和"备用费"的关系会被反复讨论。

这件事不解决，直连的规模上不去。因为电网没有动力去支持一个削减自己收入的模式。

8000 亿度的诱惑

补贴退坡、机制电价收紧的背景下，算力是新能源最想要的那块新增负荷。

国家能源局的判断是，2030 年算力用电量将达 8000 亿千瓦时，占全社会用电约 6%。"十五五"期间年均新增 1000 亿度以上。

1000 亿度是什么概念？相当于每年新增一个大型省份的居民用电量。

而且这块负荷的质量比传统工业高：可控、可调、付款好、靠近电源。

所以各地争着批绿电直连项目，本质是在抢这块增量。

一句话

12 个项目不算多，但方向已经明确。

绿电直连真正的考验，不在第一批项目能不能建成，在第二批、第三批能不能标准化。

第一批可以一事一议，第二批必须有一套通用规则。规则出不来，规模就上不去。