绿电直连新政破局国际碳壁垒、新能源消纳双重挑战

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。