政策機遇與實踐挑戰并存 綠電直連探路前行
來源：電聯新媒 時間：2025-07-10 18:09
近日，國家發改委、國家能源局聯合出臺《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》（發改能源〔2025〕650號，以下簡稱“650號文”）。650號文試圖在電網的“主干道”供電之外，給與市場主體一個新的綠電采購選項：以用戶為中心，開辟一條點對點的“專屬通道”，允許新能源電站通過專用線路，直接供給特定的用電企業，使企業能夠擁有一套“量身定制”的綠電供應方案。
在我國新能源裝機迅猛增長與電力系統持續承壓的矛盾下，消納瓶頸不斷凸顯，亟需探索大電網消納之外的多元化新能源消納路徑。而高耗能企業、出口導向型企業等面臨能耗考核及碳關稅壁壘，對于綠色電力需求迫切。如何讓綠電供需精準匹配，既助力新能源高效消納、開拓更大增長空間，同時有效提升我國制造業綠色競爭力，是構建新型電力系統面臨的重要任務之一。
自2021年，國家能源局發布《關于報送“十四五”電力源網荷儲一體化和多能互補工作方案的通知》以來，國家政策加大力度鼓勵“新能源+增量配電網”、智能微電網、綠電直連、零碳園區等綠電消納新模式的發展，旨在實現源荷多元互動，促進新能源就地消納。在地方實踐層面，江蘇、內蒙古、山東、河南、青海、甘肅、寧夏等地紛紛出臺文件支持綠電直連試點或源網荷儲一體化項目的落地，形成了“分布式電源+負荷類項目”“大裝機新能源+工業負荷”等多種發展思路。
但由于缺乏國家頂層文件的指導，各地試點處于“無規可循”“各自為陣”的碎片化探索狀態，其中不乏亂象，亟需國家出臺系統性規則，引領地方實踐朝著規范、高效、公平的方向發展，推動新能源就近消納的實踐項目有序落地。
從650號文的出臺，以及2024年11月國家能源局發布的《關于支持電力領域新型經營主體創新發展的指導意見》（國能發法改〔2024〕93號，以下簡稱“93號文”）等一系列文件中，可以看出能源轉型進程中用戶側新業態、新模式的規范化發展將邁入新階段。“過去，綠電直連、源網荷儲一體化等項目長期面臨身份模糊的困境——既非一般概念中的電源，也非普通用戶，導致其在電力市場中的交易定位不清。93號文將這些具有‘源荷雙重屬性’的創新模式統一界定為‘新型經營主體’，不僅明確了其‘既可買電也可賣電’的靈活市場角色，更認可了其通過資源聚合實現協同優化的技術特征，鼓勵其靈活參與電力市場交易，充分釋放其在調節電力供需、優化資源配置方面的潛力，650號文以綠電直連為聚焦點，進一步創新機制，為電力系統新型業態的規范化發展奠定了重要基礎，為能源轉型注入新動能。”配售電改革資深專家吳俊宏表示。
綠電直連明確市場身份
頂層規則框架確立
以新能源就地就近消納為特征的綠電直連、源網荷儲一體化、零碳園區等概念是能源轉型與電力市場化改革浪潮所催生的新業態。但在此前的實踐中，此類項目在電力監管中處于模糊地帶，一些關鍵問題未形成共識，市場主體身份未明確，權責不清，部分地區限制項目投資主體類型，一定程度上抑制了市場投資活力，降低了項目運營效率。這種“摸著石頭過河”的實踐，雖為綠電直連新政的落地積累了一定的經驗，但也因缺乏規范的引導和科學的實施要求，可能導致公平和效率的缺失，以及項目建設和運營的不規范、不合理。
650號文明確了綠電直連的定義，強調項目以負荷企業為主責單位，對項目中新能源發電項目豁免電力業務許可等創新舉措，部分解決了上述矛盾。此外，專線由誰來建？安全責任如何劃分？自發自用比例幾何？余電能否上網？針對以上關鍵問題，650號文亦予以明確。
“直連專線原則上應由負荷、電源主體投資”——650號文中的這一關鍵表述，為此類項目專線投資建設指明了方向。此前各地源網荷儲一體化項目中，電網線路建設的主體要求并不統一。一些省份要求項目接網工程原則上由電網企業統一建設，亦有部分地區要求配套電網設施由投資主體自行建設。650號文的這一規定，一方面破除投資主體所有制、行業類別等限制，將激發負荷企業和電源企業的自主活力，體現出政策對于多元化投資的支持；同時，未將電網納入專線投資之列，在綠電追溯方面更加“過硬”。“歐盟電池法案等國際規則對綠電的溯源提出嚴格標準，要求綠電供應鏈必須實現‘物理可追蹤性’。由負荷與電源企業直接投資的專線能夠與大電網形成清晰的物理界面，避免與大電網發生電量混合，從而滿足國際綠電認證對‘專線專供’的溯源要求。若由電網企業投資建設，該線路將被認定為電網資產，理論上仍然有可能與公網形成電量的交換，模糊項目綠電的專屬屬性。因此，650號文指出專線原則上由負荷或電源企業投資建設，可有效規避日后產品海外出口的碳足跡認證風險。”中國宏觀經濟研究院能源研究所研究員時璟麗表示。
圍繞綠電直連項目的新能源消納率和用戶綠電消費占比，650號文亦提出了明確的要求，指出“項目整體新能源年自發自用電量占總可用發電量的比例應不低于60%，占總用電量的比例應不低于30%，并不斷提高自發自用比例，2030年前不低于35%。上網電量占總可用發電量的比例上限由各省級能源主管部門結合實際確定，一般不超過20%。”
“自發自用電量占總可用發電量不低于60%的要求，可確保較高比例的新能源發電優先被項目自身負荷消納，減少對公網的依賴；同時，自發自用電量占總用電量不低于30%的要求，可倒逼項目盡可能提升新能源項目裝機規模，確保項目對能源結構優化做出實際貢獻。從以上兩方面加以雙重約束，可較好兼顧項目的安全和綠色要求。”上海市經濟信息中心低碳中心副主任蔣文聞表示。
此前部分地區“一刀切”禁止余電倒送，650號文則提出現貨市場未連續運行地區，不允許向公共電網反送，在現貨運行地區，余電上網比例由各省級能源主管部門確定，一般不超過20%。這一要求合理體現了項目余電上網的現實需求，由于現貨地區的電價能動態反映電力供需，要求直連項目上網電量參與現貨市場競爭，將倒逼項目主體主動優化運行策略，實現供需動態匹配、減少無序反送電、減輕電網調節壓力。
文件尚未明確項目就地就近消納的距離，而是要求省級能源主管部門基于本省電力供需形勢、消納條件等實際情況對此予以明確，同時指出，“直連線路、接入系統等按電壓等級納入省級或城市的能源電力和國土空間等規劃，并按《企業投資項目核準和備案管理辦法》等規定進行備案。直連線路應盡量減少線路交叉跨越，確需跨越的應做好安全措施。”
從各地源網荷儲一體化項目的實踐來看，新能源發電接入用戶的距離不一。記者了解到，安全性約束是限定綠電直連范圍要考慮的首要因素，特別是在電網密度較高的地區，線路資源更加稀缺，納規難度更大，一旦專線距離過長，便可能與公網線路甚至密集輸電通道形成大量交叉跨越，易對公用電網運行帶來安全風險。
南網能源院技術經濟中心研究員任暢翔認為，不同地區制定綠電直連范圍時，需要考慮以下方面，一是資源適配，各省要考慮本地新能源的裝機、出力特性及空間分布，優先在資源富集區域擴大直連范圍；二是安全可控，要考慮電網網架結構、輸電能力、調節能力及穩定性，電網薄弱地區建議限定并網直連范圍，電網堅強地區可允許更大范圍的并網型直連項目；三是經濟合理，綜合評估直連專線的投資成本，如線路建設、計量設備投入，以及運營維護費用及用戶電價承受能力。結合地方電力市場建設進度，考慮直連項目的電價形成機制，如市場化交易、政府指導價，以及電源、負荷、電網收益分配模式。
精準規劃至關重要
價格機制仍待明確
“經濟性”是市場主體項目決策考慮的關鍵問題。綠電直連項目投資成本高昂，其總投資主要包括新能源場站本體投資和配套儲能系統投資、直連線路工程投資、負荷側配電設施投資及能量管理系統投資等。
東南大學電力經濟技術研究所所長高賜威指出，綠電直連模式在經濟性上存在多重挑戰。首先，項目初期投資成本高，建設直連專線、配置儲能系統等資金投入大，回本周期長；其次，新能源發電不穩定，導致企業用電保障成本增加，可能需配備備用電源；此外，市場機制不完善，綠電交易規則不明、價格波動大，同時輸配電費、系統運行費用等繳納標準需進一步明確。
源荷匹配、以荷定源是項目規劃的重要要求，也是項目實現經濟可行的重要前提。國網甘肅省電力公司新型電力系統研究院院長付兵彬認為，新能源裝機規模需與負荷精準匹配，若裝機容量過大，將導致設備投資冗余，運維成本激增，項目自我消納電量不及預期；反之，若裝機容量不足，則無法滿足國家對自發自用電量的規定。因此，需深度分析用戶負荷特性、用電曲線等，通過精準測算確定新能源規模。此外，需合理建設調節能力，650號文提出并網型綠電直連項目“應合理配置儲能、挖掘負荷靈活調節潛力等方式，充分提升項目靈活性調節能力，盡可能減小系統調節壓力。”總體來看，需要用戶充分考慮新能源裝機、調節能力建設成本的內部收益率，以及運行期間與大電網的能量交換、輔助服務、系統運行費用等運營成本，理性選擇綠電直連或公網接入模式。
并網型項目仍然需要依賴大電網提供一定的容量保障和供電可靠性支持。650號文明確大電網與綠電直連項目按責任界面各自履行相應的安全保供責任。要求項目自主合理申報并網容量，并通過項目內部發用電資源調節，確保與公共電網的交換功率不超過申報容量，由于自身原因造成供電中斷的，相關責任自行承擔。
“我認為多數并網型直連項目基本上會百分百申報容量。由于風光發電‘靠天吃飯’，連續多日風光出力近乎全無的情況并不少見，而儲能配置規模過大于項目而言并不劃算。”國家電投集團經濟技術研究院戰略與情報所所長裴善鵬表示，“當然，如果用戶可以做到降負荷甚至中斷負荷，是提升項目經濟性的重要途徑，但對于具有剛性需求的用戶而言，為了保障用電可靠性，向大電網百分百申報容量將更加穩妥，相應地也需要付出更高的容量成本。”
多位業內人士認為，離網型綠電直連項目相當于是孤網運行，如果負荷可靠性要求比較高，則需要通過儲能等方式保障連續穩定運行，成本較高，在現有技術條件下，很難有經濟性。對于并網型綠電直連項目，未來影響經濟性的因素主要是對公共電網的依賴程度，以及負荷用電可靠性的要求，可靠性彈性大的用戶在項目經濟性上會具有優勢。
為了兼顧公平與效益，650號文要求項目按國務院價格、財政主管部門相關規定繳納輸配電費、系統運行費用、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用，各地不得違反國家規定減免有關費用。
但在實際操作中，各類費用如何繳納仍需進一步明確。高賜威認為，合理繳納相關費用，需兼顧多方利益與行業發展，依據項目實際占用的電網資源、對系統穩定性的影響程度來確定。例如，直連專線建設雖減少對公共電網依賴，但仍需公共電網提供備用保障，因此需按專線輸送電量、電壓等級等因素，參照公共電網輸配電價標準的一定比例繳納費用。而“并網容量以外的供電責任和費用”劃分，應以“誰受益、誰承擔”和“公平對等”為原則。若因企業負荷突變需公共電網臨時供電，企業應承擔額外購電費用及電網調峰成本；若直連項目余電上網，需按市場價格結算，并承擔因余電輸送產生的電網損耗費用。同時，需建立透明的成本核算機制，由省級能源主管部門會同監管機構核定費用標準，確保直連項目與公共電網用戶公平競爭。
華能能源研究院研究員王紹敏表示，理論上來說，只要項目并網，那么電網和發電企業都將按最大負荷來提供支撐，因此，輸配電費和系統運行費都應該按接網容量來收取。對應的輸配電價和系統運行費用也需要折算成相配套的容量制。系統責任的降低依賴于項目接網容量大小，接網容量大小取決于其自平衡能力。同時，綠電直連項目還應承擔社會責任，按實際用電量繳納政策性交叉補貼、政府性基金及附加和新能源機制電價差額電費。當然，綠電直連項目的經濟性還要依賴國家扶持政策，應繳費用減免力度越大，項目的經濟性越好。
業內某電價研究專家建議，在價格機制設計上，應當以引導綠電直連項目在解決新能源消納的同時，在系統高峰和低谷時段削峰填谷，緩解新能源發電與用電增量對加大電網投資的壓力為主要目標。因此，綠電直連項目應公平承擔接網費用，同時按照用戶最大需量出現的時段與需量電費的多少掛鉤，鼓勵就地平衡，減少調峰需求。
總體來看，650號文為項目提升經濟性提供的空間在于推動綠電直連項目挖掘自身調節潛力，增加新能源自發自用比例，減少并網容量需求和從公共電網獲取的電量，合理節約電能量費用和系統調節費用，降低項目運行成本。因此，用戶可利用由大電網強制可靠性解縛而釋放的經濟效益空間，運用風電、光伏、生物質等多種新能源，以及儲能等調節性資源，提升綠電直連項目的經濟性與供電可靠性，同時在規劃階段就要考慮到未來將要承擔的相關費用。
此外，記者了解到，國家發改委、國家能源局即將出臺針對源網荷儲多環節聚合的新業態的電價政策，明確輸配電價、容量電價的收取基數，該文件將為綠電直連項目提供更加科學的成本測算依據。
審慎評估自身需求
科學開展項目決策
在綠電直連新業態推進中，不同地區基于不同的資源稟賦與產業需求，可能呈現出差異化的參與態勢。以江浙滬為代表的東部沿海地區，作為“新三樣”產品出口的核心陣地，承擔著全國超半數的出口份額，將直面歐盟碳邊境調節機制、新電池法規等綠色貿易壁壘的沖擊。為降低產品碳足跡、提升產品綠色競爭力，這些地區對綠電直連的需求相對更加迫切。“但東部地區推進綠電直連面臨一個核心難題：如何在用電負荷附近匹配足量的綠電資源。特別是耗電量巨大的外貿企業，所需綠電規模也較大，而本地綠電供給存在巨大缺口。盡管東部豐富的海風資源可能成為一個潛在的解決方案，但海上風電項目建設涉及跨部門審批、高昂建設成本及遠距離輸電等現實問題，將進一步加大項目審批難度，推高項目投資成本。”蔣文聞表示。
西北部地區憑借得天獨厚的風光資源，同樣會成為綠電直連的積極參與者。西北新能源富集地坐擁充沛的風能、太陽能資源，卻面臨經濟發展與新能源消納的雙重壓力。綠電直連或將成為西北部地區將能源優勢轉化為經濟優勢的突破口之一。“借助豐富的新能源資源開展綠電直連等項目，為企業提供低價、低碳電力，將成為地方政府招商引資的重要籌碼，實現新能源產業與地方經濟的協同發展。”吳俊宏表示。
對于新能源發電企業而言，在新能源全面入市的背景下，行業競爭日趨激烈，若能接入穩定的綠電直連項目，通過長周期合作協議鎖定用戶，不失為一種差異化競爭的路徑。
不過，由于發電企業與負荷企業通過合同能源管理協議直接建立交易關系，電費由發電企業直接向用戶收取，用戶拖欠電費，或經營形勢發生巨大變化導致用電量大幅下降甚至停產等風險不容忽視。
正是考慮到這種特殊情況，650號文要求各地完善項目退出機制——當合同無法繼續履行時，該新能源項目及其他已建成的資產何去何從，需要在退出機制中加以細化，以防范可能產生的巨大風險對企業經營造成重創，以及資源的閑置與浪費。
對于用戶而言，作為項目的主責單位，開展直連項目不僅將面臨前期高額投資，同時，項目涉及能源、國土、環保等多部門，需協調線路走廊、土地使用等復雜事項；在運行階段，企業生產計劃若出現變動，負荷需求與直連電量不匹配時，可能面臨違約風險，此外，直連項目需自行承擔線路運維、隱患排查及故障處理責任，以及由于自身原因造成供電中斷的相關責任。
“在項目審批與規劃方面，雖規定項目要納入省級相關規劃，但具體申報流程、審批時限、不同地區規劃沖突協調機制缺失，會影響項目推進效率。比如，項目申報資料清單及各環節審批時長若不明確，企業將難以把控項目進度；此外，費用繳納與成本在項目內部如何分攤也需細化。如直連專線建設、運維成本，儲能設施投入成本等在電源、用戶、電網間如何分攤不清晰。需明確規則，避免各方利益失衡，阻礙項目落地。”高賜威表示。
業內人士認為，文件名中的“有序”二字，意在強調科學合理探索直連模式發展，一方面為真正有需求的用戶創造健全的機制，另一方面也要避免市場盲目跟風。
“建議用能企業審慎評估開展綠電直連的必要性：首先應明確自身是否面臨迫切的出口碳減排壓力，是否必須通過直連方式實現碳足跡追溯；其次需系統考量項目的全生命周期成本，包括線路建設、運維支出及潛在的違約風險等。具體到實踐中，綠電直連的綜合用能成本未必低于大電網采購模式。特別是對非出口導向型企業，更應比較權衡政策合規需求與經濟可行性，避免盲目跟風建設。”裴善鵬表示。
“雖然在各類碳排放核算或電力消費規則中，用直連的方式對電力消費進行溯源幾乎是沒有爭議的，但在實施節奏和實施細節上仍各有不同。當前，CBAM實施細則尚未落地，電池法案下的碳足跡計算規則亦未正式出臺，歐盟其他綠色貿易相關規則對于直連的要求尚不明確，出口型企業通過直連的方式減輕國際規則面臨的壓力仍存在較大的不確定性。此外，即使在早已明確支持直連發展的歐盟，部分國家如丹麥、愛爾蘭等在綠電直連方面的實踐仍處于探索和發展階段，進展不一，真正落地運營的項目寥寥。因此，建議企業準確評估自身對于直連模式下成本、安全、風險的可承受力，在兼顧經濟性和合理性的前提下，科學地選擇最適合自身發展需求的綠電供應和消費模式。”北京電鏈科技雙碳事業部總監鄭穎分析道。
為充分評估項目可行性，付兵彬建議，首先，投資主體需統籌考慮項目建設、運營成本、政策性及市場運行費用，深入論證源荷比例、風光比例、儲能規模、專線長度等對項目經濟性的影響，避免出現實際運行成本高于預期值的現象；其次，充分挖掘負荷靈活調節潛力，實現負荷的精準管理與動態平衡，從而減少對儲能的配置需求，降低項目初期投資與長期運維成本，提升整體經濟效益；第三，投資主體還應有敏銳的市場應變能力，能夠實時捕捉現貨市場、輔助服務市場信息，采取最優市場參與策略，實現上網電量的收益最大化、購電成本最小化。在項目運營方面，用戶應做好內部源網荷儲協調調度運行，充分考慮內部電源與負荷實時平衡失敗可能引發的停電風險，評估連續長時無風無光情況下關鍵負荷的供電需求，避免因申報容量不足出現減產或限電等風險。
鄭穎認為，綠電直連機制的重要意義，在于建立新能源與用能企業之間的直接供需紐帶，一方面對新能源企業的發展和新能源消納提供更加直接的支持，另一方面，服務于我國制造業轉型升級需求，進一步加深新能源發展與產業減碳訴求的有機銜接。“近期有關綠電直連、綠證市場高質量發展等一系列文件的出臺，都顯示出在新能源規模化發展的新形勢下，用戶側需求正成為重塑電力市場格局的關鍵變量。隨著新型電力系統建設的持續推進，用戶訴求對市場決策的影響力將與日俱增。”鄭穎表示。（翁爽）
責任編輯：閆弘旭
