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1、行业研究破解资源消纳与成本矛盾，政策持续完善赋能绿电直连长效发展三重错配持续加剧，传统模式难以为继，绿电直连成为破局关键。1）空间错配：我国风能与太阳能资源呈现典型的“西多东少”格局，在空间错配情况下，绿电主要发电省份绿电消纳水平呈现逐年下行趋势。2）时间错配：从日内来看，需求负荷从上午10点开始基本维持高位,然而光伏出力水平在傍晚开始逐渐减少，导致日内维度绿电出力和高负荷需求时间有所错配。3）衔接海外市场机制错配：我国绿证与欧盟尚未互认，出口企业若仅依赖国内绿证，在CBAM申报中将被迫采用欧盟默认高碳值顶格申报，增加出口企业成本。绿电直连既能缓解大电网输送与调峰压力，又能为出口企业提供可溯源

2、、低成本的绿电供给，有效满足CBAM对于绿电认证要求。政策持续完善，兼顾商业模式的落地与项目经济性。2025年5月，“650号文”解决了“能不能建”的合法性问题。文件首次在国家层面明确了绿电直连的定义与合规路径，确立了“以荷定源”的原则，并向电网企业之外的各类经营主体开放投资资格。至此，绿电直连获得了明确的“身份合法性”。2025年9月，“1192号文”解决了经济性问题。文件从价格机制入手，明确了输配电费按“单一容量制”缴纳、系统运行费仅对下网电量收取等规则，使项目具备了可算账、可融资的经济可行性。此后，17个省市密集出台配套细则，2026年3月绿电直连被写入政府工作报告。2026年5月，“6

3、88号文”出台，在原先一对一的基础上进行了模式创新，引入多用户绿电直连，为规模化推广扫清了组织形态上的障碍。650号文”确立合法身份与运营边界，“1192号文”给出项目定价与经济解答。“650号文”的出台标志着绿电直连获得明确的“身份合法性”，从地方试点正式上升为国家认可的新型电力业态。“1192号文”从价格机制入手，解决了项目盈利性的核心问题，使绿电直连从政策可行走向经济可行。相较于直接从电网购电的传统模式，绿电直连的超额收益主要来自政策红利（相对于传统模式向电网少缴纳的差额）。根据我们的预测，绿电直连模式相较于传统模式综合度电成本节省约0.028元，降幅约4.00%。自发自用比例是影响项目

4、经济性的敏感因素，自发自用比例越高，项目综合度电成本节约越明显，这与政策设计目的(就近消纳，降低电网消纳压力）及“1192号文”规定的系统运行费的计算方式逻辑一致。因此，具备较高自用比例的优质用户（如数据中心等）将是绿电直连模式的主要受益者。项目具体受益水平还应关注对应绿电出力曲线与负荷用电曲线的匹配程度、储能配置体量及其装机成本等其他因素。投资建议：绿电直连本质上是提升绿电消纳的重要举措，其主要目的是平衡绿电新增装机与绿电盈利下行之间的核心矛盾。从“650号文”到“1192号文”、“688号文”，绿电直连政策持续完善，从政策维度可见趋势明确。持续看好绿电直连商业模式下的各应用场景发展，包括算

5、电协同及零碳园区。算电协同下，电力运营商主要的参与方式是1）向数据中心直供绿电、2）投资算电项目。目前电力运营商投资算电的项目主要包括金开新能新疆哈密项目、晶科科技宁夏中卫项目等。建议关注涉足算电项目的电力运营商金开新能、晶科科技、绿发电力、福能股份；在通信节点省份具备装机的电力运营商：华能蒙电(乌兰察布)、甘肃能源(庆阳)、建投能源(廊坊)、粤电力A(韶关)；具备虚拟电厂、智能调度业务的朗新科技、涪陵电力、南网能源；绿电运营商龙源电力(A&H)。风险分析：政策推进与执行不及预期的风险；商业模式与经济性波动的风险；技术与安全运营风险；行业竞争加剧的风险。公用事业买入(维持)相关研报情绪阶段性回

6、归防御，算电叠加厄尔尼诺持续催化下，板块迎来机会一一碳中和领域动态追踪(一百八十四）(2026-05-28)厄尔尼诺协同算电领域持续发酵，火电板块迎来阶段性机会一一碳中和领域动态追踪（一百八十二）(2026-05-14)投资聚焦当前时点，我国新能源装机已历史性超越火电，但“三北”地区与中东部负荷中心的空间错配、风光出力与用电需求的时间错配，以及传统绿证与国际贸易新规(如欧盟CBAM）之间的机制错配，三重矛盾持续加剧。传统“大电网、大机组、远距离”的消纳模式在经济性与物理空间上已显现“瓶颈”。在此背景下，国家层面政策密集发力，从2025年“650号文”确立合法身份，到“1192号文”解决经济性，