深度 | 政策机遇与实践挑战并存 绿电直连探路前行

近日，国家发改委、国家能源局联合出台《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，以下简称“650号文”）。650号文试图在电网的“主干道”供电之外，给与市场主体一个新的绿电采购选项：以用户为中心，开辟一条点对点的“专属通道”，允许新能源电站通过专用线路，直接供给特定的用电企业，使企业能够拥有一套“量身定制”的绿电供应方案。

在我国新能源装机迅猛增长与电力系统持续承压的矛盾下，消纳瓶颈不断凸显，亟需探索大电网消纳之外的多元化新能源消纳路径。而高耗能企业、出口导向型企业等面临能耗考核及碳关税壁垒，对于绿色电力需求迫切。如何让绿电供需精准匹配，既助力新能源高效消纳、开拓更大增长空间，同时有效提升我国制造业绿色竞争力，是构建新型电力系统面临的重要任务之一。

（来源：电联新媒 作者：翁爽）

自2021年，国家能源局发布《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补工作方案的通知》以来，国家政策加大力度鼓励“新能源+增量配电网”、智能微电网、绿电直连、零碳园区等绿电消纳新模式的发展，旨在实现源荷多元互动，促进新能源就地消纳。在地方实践层面，江苏、内蒙古、山东、河南、青海、甘肃、宁夏等地纷纷出台文件支持绿电直连试点或源网荷储一体化项目的落地，形成了“分布式电源+负荷类项目”“大装机新能源+工业负荷”等多种发展思路。

但由于缺乏国家顶层文件的指导，各地试点处于“无规可循”“各自为阵”的碎片化探索状态，其中不乏乱象，亟需国家出台系统性规则，引领地方实践朝着规范、高效、公平的方向发展，推动新能源就近消纳的实践项目有序落地。

从650号文的出台，以及2024年11月国家能源局发布的《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》（国能发法改〔2024〕93号，以下简称“93号文”）等一系列文件中，可以看出能源转型进程中用户侧新业态、新模式的规范化发展将迈入新阶段。“过去，绿电直连、源网荷储一体化等项目长期面临身份模糊的困境——既非一般概念中的电源，也非普通用户，导致其在电力市场中的交易定位不清。93号文将这些具有‘源荷双重属性’的创新模式统一界定为‘新型经营主体’，不仅明确了其‘既可买电也可卖电’的灵活市场角色，更认可了其通过资源聚合实现协同优化的技术特征，鼓励其灵活参与电力市场交易，充分释放其在调节电力供需、优化资源配置方面的潜力，650号文以绿电直连为聚焦点，进一步创新机制，为电力系统新型业态的规范化发展奠定了重要基础，为能源转型注入新动能。”配售电改革资深专家吴俊宏表示。

绿电直连明确市场身份

顶层规则框架确立

以新能源就地就近消纳为特征的绿电直连、源网荷储一体化、零碳园区等概念是能源转型与电力市场化改革浪潮所催生的新业态。但在此前的实践中，此类项目在电力监管中处于模糊地带，一些关键问题未形成共识，市场主体身份未明确，权责不清，部分地区限制项目投资主体类型，一定程度上抑制了市场投资活力，降低了项目运营效率。这种“摸着石头过河”的实践，虽为绿电直连新政的落地积累了一定的经验，但也因缺乏规范的引导和科学的实施要求，可能导致公平和效率的缺失，以及项目建设和运营的不规范、不合理。

650号文明确了绿电直连的定义，强调项目以负荷企业为主责单位，对项目中新能源发电项目豁免电力业务许可等创新举措，部分解决了上述矛盾。此外，专线由谁来建？安全责任如何划分？自发自用比例几何？余电能否上网？针对以上关键问题，650号文亦予以明确。

“直连专线原则上应由负荷、电源主体投资”——650号文中的这一关键表述，为此类项目专线投资建设指明了方向。此前各地源网荷储一体化项目中，电网线路建设的主体要求并不统一。一些省份要求项目接网工程原则上由电网企业统一建设，亦有部分地区要求配套电网设施由投资主体自行建设。650号文的这一规定，一方面破除投资主体所有制、行业类别等限制，将激发负荷企业和电源企业的自主活力，体现出政策对于多元化投资的支持；同时，未将电网纳入专线投资之列，在绿电追溯方面更加“过硬”。“欧盟电池法案等国际规则对绿电的溯源提出严格标准，要求绿电供应链必须实现‘物理可追踪性’。由负荷与电源企业直接投资的专线能够与大电网形成清晰的物理界面，避免与大电网发生电量混合，从而满足国际绿电认证对‘专线专供’的溯源要求。若由电网企业投资建设，该线路将被认定为电网资产，理论上仍然有可能与公网形成电量的交换，模糊项目绿电的专属属性。因此，650号文指出专线原则上由负荷或电源企业投资建设，可有效规避日后产品海外出口的碳足迹认证风险。”中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽表示。

围绕绿电直连项目的新能源消纳率和用户绿电消费占比，650号文亦提出了明确的要求，指出“项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。上网电量占总可用发电量的比例上限由各省级能源主管部门结合实际确定，一般不超过20%。”

“自发自用电量占总可用发电量不低于60%的要求，可确保较高比例的新能源发电优先被项目自身负荷消纳，减少对公网的依赖；同时，自发自用电量占总用电量不低于30%的要求，可倒逼项目尽可能提升新能源项目装机规模，确保项目对能源结构优化做出实际贡献。从以上两方面加以双重约束，可较好兼顾项目的安全和绿色要求。”上海市经济信息中心低碳中心副主任蒋文闻表示。

此前部分地区“一刀切”禁止余电倒送，650号文则提出现货市场未连续运行地区，不允许向公共电网反送，在现货运行地区，余电上网比例由各省级能源主管部门确定，一般不超过20%。这一要求合理体现了项目余电上网的现实需求，由于现货地区的电价能动态反映电力供需，要求直连项目上网电量参与现货市场竞争，将倒逼项目主体主动优化运行策略，实现供需动态匹配、减少无序反送电、减轻电网调节压力。

文件尚未明确项目就地就近消纳的距离，而是要求省级能源主管部门基于本省电力供需形势、消纳条件等实际情况对此予以明确，同时指出，“直连线路、接入系统等按电压等级纳入省级或城市的能源电力和国土空间等规划，并按《企业投资项目核准和备案管理办法》等规定进行备案。直连线路应尽量减少线路交叉跨越，确需跨越的应做好安全措施。”

从各地源网荷储一体化项目的实践来看，新能源发电接入用户的距离不一。记者了解到，安全性约束是限定绿电直连范围要考虑的首要因素，特别是在电网密度较高的地区，线路资源更加稀缺，纳规难度更大，一旦专线距离过长，便可能与公网线路甚至密集输电通道形成大量交叉跨越，易对公用电网运行带来安全风险。

南网能源院技术经济中心研究员任畅翔认为，不同地区制定绿电直连范围时，需要考虑以下方面，一是资源适配，各省要考虑本地新能源的装机、出力特性及空间分布，优先在资源富集区域扩大直连范围；二是安全可控，要考虑电网网架结构、输电能力、调节能力及稳定性，电网薄弱地区建议限定并网直连范围，电网坚强地区可允许更大范围的并网型直连项目；三是经济合理，综合评估直连专线的投资成本，如线路建设、计量设备投入，以及运营维护费用及用户电价承受能力。结合地方电力市场建设进度，考虑直连项目的电价形成机制，如市场化交易、政府指导价，以及电源、负荷、电网收益分配模式。

精准规划至关重要

价格机制仍待明确

“经济性”是市场主体项目决策考虑的关键问题。绿电直连项目投资成本高昂，其总投资主要包括新能源场站本体投资和配套储能系统投资、直连线路工程投资、负荷侧配电设施投资及能量管理系统投资等。

东南大学电力经济技术研究所所长高赐威指出，绿电直连模式在经济性上存在多重挑战。首先，项目初期投资成本高，建设直连专线、配置储能系统等资金投入大，回本周期长；其次，新能源发电不稳定，导致企业用电保障成本增加，可能需配备备用电源；此外，市场机制不完善，绿电交易规则不明、价格波动大，同时输配电费、系统运行费用等缴纳标准需进一步明确。

源荷匹配、以荷定源是项目规划的重要要求，也是项目实现经济可行的重要前提。国网甘肃省电力公司新型电力系统研究院院长付兵彬认为，新能源装机规模需与负荷精准匹配，若装机容量过大，将导致设备投资冗余，运维成本激增，项目自我消纳电量不及预期；反之，若装机容量不足，则无法满足国家对自发自用电量的规定。因此，需深度分析用户负荷特性、用电曲线等，通过精准测算确定新能源规模。此外，需合理建设调节能力，650号文提出并网型绿电直连项目“应合理配置储能、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。”总体来看，需要用户充分考虑新能源装机、调节能力建设成本的内部收益率，以及运行期间与大电网的能量交换、辅助服务、系统运行费用等运营成本，理性选择绿电直连或公网接入模式。

并网型项目仍然需要依赖大电网提供一定的容量保障和供电可靠性支持。650号文明确大电网与绿电直连项目按责任界面各自履行相应的安全保供责任。要求项目自主合理申报并网容量，并通过项目内部发用电资源调节，确保与公共电网的交换功率不超过申报容量，由于自身原因造成供电中断的，相关责任自行承担。

“我认为多数并网型直连项目基本上会百分百申报容量。由于风光发电‘靠天吃饭’，连续多日风光出力近乎全无的情况并不少见，而储能配置规模过大于项目而言并不划算。”国家电投集团经济技术研究院战略与情报所所长裴善鹏表示，“当然，如果用户可以做到降负荷甚至中断负荷，是提升项目经济性的重要途径，但对于具有刚性需求的用户而言，为了保障用电可靠性，向大电网百分百申报容量将更加稳妥，相应地也需要付出更高的容量成本。”

多位业内人士认为，离网型绿电直连项目相当于是孤网运行，如果负荷可靠性要求比较高，则需要通过储能等方式保障连续稳定运行，成本较高，在现有技术条件下，很难有经济性。对于并网型绿电直连项目，未来影响经济性的因素主要是对公共电网的依赖程度，以及负荷用电可靠性的要求，可靠性弹性大的用户在项目经济性上会具有优势。

为了兼顾公平与效益，650号文要求项目按国务院价格、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。

但在实际操作中，各类费用如何缴纳仍需进一步明确。高赐威认为，合理缴纳相关费用，需兼顾多方利益与行业发展，依据项目实际占用的电网资源、对系统稳定性的影响程度来确定。例如，直连专线建设虽减少对公共电网依赖，但仍需公共电网提供备用保障，因此需按专线输送电量、电压等级等因素，参照公共电网输配电价标准的一定比例缴纳费用。而“并网容量以外的供电责任和费用”划分，应以“谁受益、谁承担”和“公平对等”为原则。若因企业负荷突变需公共电网临时供电，企业应承担额外购电费用及电网调峰成本；若直连项目余电上网，需按市场价格结算，并承担因余电输送产生的电网损耗费用。同时，需建立透明的成本核算机制，由省级能源主管部门会同监管机构核定费用标准，确保直连项目与公共电网用户公平竞争。

华能能源研究院研究员王绍敏表示，理论上来说，只要项目并网，那么电网和发电企业都将按最大负荷来提供支撑，因此，输配电费和系统运行费都应该按接网容量来收取。对应的输配电价和系统运行费用也需要折算成相配套的容量制。系统责任的降低依赖于项目接网容量大小，接网容量大小取决于其自平衡能力。同时，绿电直连项目还应承担社会责任，按实际用电量缴纳政策性交叉补贴、政府性基金及附加和新能源机制电价差额电费。当然，绿电直连项目的经济性还要依赖国家扶持政策，应缴费用减免力度越大，项目的经济性越好。

业内某电价研究专家建议，在价格机制设计上，应当以引导绿电直连项目在解决新能源消纳的同时，在系统高峰和低谷时段削峰填谷，缓解新能源发电与用电增量对加大电网投资的压力为主要目标。因此，绿电直连项目应公平承担接网费用，同时按照用户最大需量出现的时段与需量电费的多少挂钩，鼓励就地平衡，减少调峰需求。

总体来看，650号文为项目提升经济性提供的空间在于推动绿电直连项目挖掘自身调节潜力，增加新能源自发自用比例，减少并网容量需求和从公共电网获取的电量，合理节约电能量费用和系统调节费用，降低项目运行成本。因此，用户可利用由大电网强制可靠性解缚而释放的经济效益空间，运用风电、光伏、生物质等多种新能源，以及储能等调节性资源，提升绿电直连项目的经济性与供电可靠性，同时在规划阶段就要考虑到未来将要承担的相关费用。

此外，记者了解到，国家发改委、国家能源局即将出台针对源网荷储多环节聚合的新业态的电价政策，明确输配电价、容量电价的收取基数，该文件将为绿电直连项目提供更加科学的成本测算依据。

审慎评估自身需求

科学开展项目决策

在绿电直连新业态推进中，不同地区基于不同的资源禀赋与产业需求，可能呈现出差异化的参与态势。以江浙沪为代表的东部沿海地区，作为“新三样”产品出口的核心阵地，承担着全国超半数的出口份额，将直面欧盟碳边境调节机制、新电池法规等绿色贸易壁垒的冲击。为降低产品碳足迹、提升产品绿色竞争力，这些地区对绿电直连的需求相对更加迫切。“但东部地区推进绿电直连面临一个核心难题：如何在用电负荷附近匹配足量的绿电资源。特别是耗电量巨大的外贸企业，所需绿电规模也较大，而本地绿电供给存在巨大缺口。尽管东部丰富的海风资源可能成为一个潜在的解决方案，但海上风电项目建设涉及跨部门审批、高昂建设成本及远距离输电等现实问题，将进一步加大项目审批难度，推高项目投资成本。”蒋文闻表示。

西北部地区凭借得天独厚的风光资源，同样会成为绿电直连的积极参与者。西北新能源富集地坐拥充沛的风能、太阳能资源，却面临经济发展与新能源消纳的双重压力。绿电直连或将成为西北部地区将能源优势转化为经济优势的突破口之一。“借助丰富的新能源资源开展绿电直连等项目，为企业提供低价、低碳电力，将成为地方政府招商引资的重要筹码，实现新能源产业与地方经济的协同发展。”吴俊宏表示。

对于新能源发电企业而言，在新能源全面入市的背景下，行业竞争日趋激烈，若能接入稳定的绿电直连项目，通过长周期合作协议锁定用户，不失为一种差异化竞争的路径。

不过，由于发电企业与负荷企业通过合同能源管理协议直接建立交易关系，电费由发电企业直接向用户收取，用户拖欠电费，或经营形势发生巨大变化导致用电量大幅下降甚至停产等风险不容忽视。

正是考虑到这种特殊情况，650号文要求各地完善项目退出机制——当合同无法继续履行时，该新能源项目及其他已建成的资产何去何从，需要在退出机制中加以细化，以防范可能产生的巨大风险对企业经营造成重创，以及资源的闲置与浪费。

对于用户而言，作为项目的主责单位，开展直连项目不仅将面临前期高额投资，同时，项目涉及能源、国土、环保等多部门，需协调线路走廊、土地使用等复杂事项；在运行阶段，企业生产计划若出现变动，负荷需求与直连电量不匹配时，可能面临违约风险，此外，直连项目需自行承担线路运维、隐患排查及故障处理责任，以及由于自身原因造成供电中断的相关责任。

“在项目审批与规划方面，虽规定项目要纳入省级相关规划，但具体申报流程、审批时限、不同地区规划冲突协调机制缺失，会影响项目推进效率。比如，项目申报资料清单及各环节审批时长若不明确，企业将难以把控项目进度；此外，费用缴纳与成本在项目内部如何分摊也需细化。如直连专线建设、运维成本，储能设施投入成本等在电源、用户、电网间如何分摊不清晰。需明确规则，避免各方利益失衡，阻碍项目落地。”高赐威表示。

业内人士认为，文件名中的“有序”二字，意在强调科学合理探索直连模式发展，一方面为真正有需求的用户创造健全的机制，另一方面也要避免市场盲目跟风。

“建议用能企业审慎评估开展绿电直连的必要性：首先应明确自身是否面临迫切的出口碳减排压力，是否必须通过直连方式实现碳足迹追溯；其次需系统考量项目的全生命周期成本，包括线路建设、运维支出及潜在的违约风险等。具体到实践中，绿电直连的综合用能成本未必低于大电网采购模式。特别是对非出口导向型企业，更应比较权衡政策合规需求与经济可行性，避免盲目跟风建设。”裴善鹏表示。

“虽然在各类碳排放核算或电力消费规则中，用直连的方式对电力消费进行溯源几乎是没有争议的，但在实施节奏和实施细节上仍各有不同。当前，CBAM实施细则尚未落地，电池法案下的碳足迹计算规则亦未正式出台，欧盟其他绿色贸易相关规则对于直连的要求尚不明确，出口型企业通过直连的方式减轻国际规则面临的压力仍存在较大的不确定性。此外，即使在早已明确支持直连发展的欧盟，部分国家如丹麦、爱尔兰等在绿电直连方面的实践仍处于探索和发展阶段，进展不一，真正落地运营的项目寥寥。因此，建议企业准确评估自身对于直连模式下成本、安全、风险的可承受力，在兼顾经济性和合理性的前提下，科学地选择最适合自身发展需求的绿电供应和消费模式。”北京电链科技双碳事业部总监郑颖分析道。

为充分评估项目可行性，付兵彬建议，首先，投资主体需统筹考虑项目建设、运营成本、政策性及市场运行费用，深入论证源荷比例、风光比例、储能规模、专线长度等对项目经济性的影响，避免出现实际运行成本高于预期值的现象；其次，充分挖掘负荷灵活调节潜力，实现负荷的精准管理与动态平衡，从而减少对储能的配置需求，降低项目初期投资与长期运维成本，提升整体经济效益；第三，投资主体还应有敏锐的市场应变能力，能够实时捕捉现货市场、辅助服务市场信息，采取最优市场参与策略，实现上网电量的收益最大化、购电成本最小化。在项目运营方面，用户应做好内部源网荷储协调调度运行，充分考虑内部电源与负荷实时平衡失败可能引发的停电风险，评估连续长时无风无光情况下关键负荷的供电需求，避免因申报容量不足出现减产或限电等风险。

郑颖认为，绿电直连机制的重要意义，在于建立新能源与用能企业之间的直接供需纽带，一方面对新能源企业的发展和新能源消纳提供更加直接的支持，另一方面，服务于我国制造业转型升级需求，进一步加深新能源发展与产业减碳诉求的有机衔接。“近期有关绿电直连、绿证市场高质量发展等一系列文件的出台，都显示出在新能源规模化发展的新形势下，用户侧需求正成为重塑电力市场格局的关键变量。随着新型电力系统建设的持续推进，用户诉求对市场决策的影响力将与日俱增。”郑颖表示。