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2025年5月30日,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》(发改能源〔2025〕650号)。这是我国首份绿电直连政策法规,旨在探索创新新能源生产和消费融合发展模式,促进新能源就近就地消纳,更好满足企业绿色用能需求。
在国际碳贸易壁垒下,绿电直连政策是我国应对全球绿色贸易规则的关键制度创新,通过物理溯源机制将新能源资源转化为产业竞争力。同时,国内新能源并网消纳的压力下,绿电直连通过“电源-用户”专线直供实现电量可溯源,改变了传统的源-网-荷之间的关系,按照“安全优先(按产权分界点明确安全责任界面)、权责对等(并网型绿电直连项目享有平等的市场地位)、源荷匹配(不低于60%自用比例)的原则,建立新能源消纳新机制。
未来,需在专线共享成本分摊(如园区级微网)、国际认证互认(联合BSI等机构)等环节持续突破,以实现绿电经济性与安全性的双赢。
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新政核心要点解析
(1)构建供给电物理溯源体系
《通知》明确定义绿电直连为“风电、太阳能发电等新能源通过直连线路向单一电力用户供给绿电,实现供给电量清晰物理溯源的模式”。按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型两类。并网型项目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,电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧。
《通知》明确四类适用场景:①新增负荷配套建设新能源项目,“建产线即建绿电”;②存量自备电厂负荷足额清缴可再生能源基金后,压减传统电源出力,置换为绿电;③出口外向型企业,利用周边新能源开展存量负荷绿电直连;④受阻新能源项目,因消纳或接网限制无法并网的项目,可变更手续转为直连。
构建绿电物理溯源体系是应对贸易壁垒,解决新能源消纳的的重要路径。①破解国际认证困局,专用线路实现“电源-用户”点对点物理连接,每度电可追溯至具体风机/光伏板,满足欧盟碳边境调节机制(CBAM)对绿电来源的严苛要求。欧盟《电池和废电池法》(2024年7月生效)要求,出口产品提供全生命周期碳足迹认证,仅认可“物理溯源绿电”或“全国平均电力组合”两种核算方式,明确排除中国绿证(EAC)。
②弥补制度缺陷,相比传统绿证(仅电量匹配)和分布式交易(过网费争议),物理直连消除洗绿风险,如某电池企业通过直连项目使产品碳足迹降低40%。③权责可视化,直连线路作为绿色电力输送管道,在产权分界点安装双向计量装置,实现发用电数据实时核验。
(2)直连项目分级管理,实行全周期管控
《通知》要求,省级能源主管部门加强对项目的统筹规划,直连线路按电压等级纳入省级能源电力规划。省级能源局主导项目审批,避免县市各自为政导致电网运行管理冗余或冲突。
为确保源荷建设方案统一,同步投产,《通知》强调项目应编制包含电源、负荷、直连线路的整体化方案,评估系统风险、用电安全等。捆绑式审批将电源、线路、负荷作为整体评估,而传统分项审批易导致源荷失衡。
同时,要求方案尽量减少线路交叉跨越,确需跨越的应做好安全措施。项目接入电压等级不超过220(330)千伏;确有必要接入220(330)千伏的,应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,确保电网安全稳定运行。
(3)推动投资主体多元化
《通知》明确,绿电直连项目原则上由负荷作为主责单位。包括民营企业在内的各类经营主体(不含电网企业)可投资绿电直连项目。项目电源可由负荷、发电企业或合资公司建设;非同一主体需签订多年购电协议(PPA)或能源管理合同,明确产权、调度、结算权责。”项目中新能源发电项目豁免电力业务许可,另有规定除外。这一规定打破电网垄断的传统管理,允许民营企业主导投资,为源网荷储一体化场景假设提供制度基础。
(4)建立源荷协同的硬约束体系
《通知》要求,并网型项目应按照“以荷定源”原则,科学确定新能源电源类型和装机规模。明确提出,新能源年自发自用电量占总可用发电量≥60%,占总用电量≥30%(2030年提至35%)。此举一方面杜绝“假直连”,防止企业借直连名义变相售电(如要求某光伏项目实际自用率需达82%),另一方面渐进式加压:2025-2030年自用比例提升5个百分点,推动企业优化用能曲线。
为减少直连项目对电网的影响,通知明确上网电量占总可用发电量的比例上限,一般不超过20%。现货市场连续运行地区可采取整体自发自用为主,余电上网为辅的模式;现货市场未连续运行地区,不允许向公共电网反送。在新能源消纳困难时段,项目不应向公共电网反送电。
鼓励提升直连项目的系统友好性。并网型绿电直连项目应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式,充分提升项目灵活性调节能力,尽可能减小系统调节压力。项目规划方案应合理确定项目最大的负荷峰谷差率,项目与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。
(5)直连项目可参与市场交易
《通知》规定“项目作为整体参与电力市场交易,负荷不得由电网企业代理购电”。一方面,政策保障直连项目获得独立市场主体地位(可类比虚拟电厂),另一方面强制参与市场倒逼提升运营能力。按照权责相对等的原则,直连项目需要合理缴纳相关费用。绿电直连项目应按国务院价格、财政主管部门相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。各地不得违反国家规定减免有关费用。
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绿电直连政策
对能源产业链影响
绿电直连政策通过重构能源供需模式,推动能源产业链去中心化,将深刻改变能源产业链各环节的竞争逻辑与发展路径。绿电直连改变了传统发输配用电模式,突出负荷在新能源项目开发、消纳利用、电力市场交易中的作用。
随着绿电直连执行细则落地,绿电将成为支撑出口型企业应对贸易壁垒、践行碳双控策略的重要工具。能源投资企业的开发策略也将出现微调,按照“以荷定源”的原则,将从生产端主导投资向负荷端倾斜;电网企业将损失电量购销差价,配网侧电源接入也将面临较大的不确定性。
(1)重塑新能源消纳模式,提升产业附加值
新能源投资逻辑变革。传统能源投资追求资源禀赋(如三北地区大型风光基地),在新政影响下新能源投资向负荷中心就近布局,负荷在电力系统中的地位将断提高。绿电直连通过专线将风电、光伏项目与出口导向型企业(如电池制造商)物理连接,实现“点对点”供电,有利于提高发用电双方经济性。例如江苏常州、苏州的电池企业通过直连绿电,显著降低产品碳足迹(电力碳排放因子从煤电的820g/kWh降至接近零),满足欧盟电池法对碳足迹声明和“电池护照”的要求。
释放绿电溢价潜力。绿电环境属性从传统电力系统剥离,转化为企业减碳收益。在江苏试点中,绿电直连为企业节省了欧盟碳成本(欧盟碳价77欧元/吨,国内仅91元/吨),增强产品国际价格竞争力。
(2)推动电网转型与新型电力系统建设
电网面临营业收入损失。对于电网企业而言,绿电直连电量不经过由公共电网输配,电网企业面临过网费经济损失。同时,直连绿电脱离电网统购统销,但备用服务仍需大电网提供。配电网承载力面临挑战。工业用户退出代理购电后,居民/农业电价补贴来源萎缩,交叉补贴缺口加大。
源网荷储一体化加速。绿电直连要求配套储能和智能微电网技术,此外自发自用约束、禁止反送电的政策要求催生4小时长时储能刚性需求。如常州时代新能源配置200MWh储能电站,将绿电利用率从65%提升至90%以上,实现“光伏发电-储能充电-夜间放电”的24小时稳定供能模式。分布式能源价值凸显。直连模式促进隔墙售电和园区微电网发展,如盐城大丰区打造零碳产业园,整合风电、光伏与海水淡化等应用,形成区域能源自平衡系统。
(3)推动绿色产业集群形成
在绿电直连政策下,地方政府通过园区试点,形成独有的产业集群。以常州金坛电池产业园为例,该园区吸引宁德时代、蜂巢能源等龙头入驻,带动200余家上下游企业集聚,2024年江苏动力电池产值超4800亿元(占全国35%)。
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绿电直连
面临的核心挑战
(1)技术瓶颈:供电稳定性与系统兼容性
新能源间歇性问题。风光发电受天气影响大,需依赖大规模储能削峰填谷。但当前储能成本仍较高,且部分直连系统因谐波超标导致设备故障(如常州企业曾因电压闪变损失千万元)。
微电网独立性不足。多数项目仍需依赖大电网备份,极端天气下供电中断风险仍存。例如蜂巢能源虽配置氢能备用电源(0.5秒切换),但技术普及率低
(2)经济性困境:成本分摊与价格波动
专线建设成本高。以某风电场项目220千伏送出线路工程为例,项目新建220kV架空线路长12.5km,采用单回路架设,新建220kV线路OPGW光缆2×12.5km,项目投资3511万元。
电价波动风险。在电力市场化交易不断完善的情境下,电价波动幅度也随之增加。以江苏试点为例,2024年江苏光伏午间电价低至0.1元/千瓦时,夜间峰时飙升至1.2元,企业用能成本管控难度大。
(3)政策与机制障碍
国际标准互认不足。欧盟暂不认可中国绿证,仅接受直连绿电或全国平均电力组合的碳核算。国内缺乏权威绿电溯源体系,出口企业面临重复认证成本。
地方保护与市场分割。内蒙古曾叫停外送绿电,导致江苏企业采购成本增15%,跨省交易需国家层面配额强制机制破除壁垒。
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