5月底，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（以下简称“650号文”），绿电直连政策靴子终于落地。文件首次明确允许光伏、风电等绿色电源项目通过专线直接输送给特定用户，打破了传统电力系统“源—网—荷”架构，可谓“一线飞架源荷，天堑变通途”。作为顶层设计文件，政策对概念界定、投资主体、安全责任、反送电等作了明确规定，引发社会各界高度关注。结合近期社会各界讨论情况，笔者认为从顶层设计到落地实施，还有部分问题需要各地能源主管部门进一步细化。
（文章来源 微信公众号：中国能源观察 作者：国网能源研究院有限公司 田士君 冯凯辉）
促消纳和破壁垒的双重需要
促消纳方面，绿电直连为新能源就地就近消纳提供了新模式。近年来我国新能源快速发展，传统依赖大电网的新能源消纳模式已难以完全适应当前风光高比例接入电力系统的需求。2024年我国新能源装机规模达到12.5亿千瓦，提前6年兑现了承诺的目标。今年2月，全国新能源装机总量达14.6亿千瓦，首次超过火电装机（14.5亿千瓦），占比达42.8%。然而，我国只有省级电力调度中心负责平衡，全部消纳压力由电网企业承担，压力巨大。全国新能源消纳监测预警中心数据显示，2025年3月，全国风电、光伏利用率分别为92.8%、93.6%，同比分别下降3.5、2.8个百分点。我国西北、华北部分省份风光装机占比已超过50%，开始突破传统电网承载极限，弃电问题日益突出。因此，需发展源网荷储一体化、智能微电网以及绿电直连等低层级新能源就地消纳新模式，减轻大电网压力。
破壁垒方面，绿电直连更好满足了外向型企业绿色用能需求。近年来，欧盟制定的国际出口贸易规则逐步收紧：2023年5月，欧盟公布碳边界调整机制，明确在电力间接碳排放核算中，直连电力和购电协议（PPA）购买电力可采用实际排放因子核算；2024年4月，欧盟新电池法案配套的动力电池碳足迹核算细则草案征求意见稿规定，只认可直连电力和国家平均电力消费组合两种电力碳足迹核算方式，不再认可PPA。欧盟绿色新政正从“绿电、绿证均认可”过渡到“只认绿电”，再到“只认可绿电直连”，要求持续趋严。传统绿电采购模式因电网混输特性，往往难以提供精准的绿电溯源证明，导致企业在国际碳核算中陷入被动。绿电直连模式的推广，为这一困局提供了破题之钥。
国内政策及实践的有益探索
绿电直连政策出台之前，我国已有多个文件提及“绿电直连”。“十四五”以来，我国为促进新能源就地就近消纳，陆续出台政策支持新能源直供电，探索新能源电力专线供电、自备电站、依托增量配电网的新能源直供电、绿电聚合供应等模式，鼓励在工业企业、工业园区、数据中心等周边地区开展试点。早在2021年，国家能源局联合农业农村部、国家乡村振兴局印发的《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》中就提出“创新发展新能源直供电”；2024年国家发展改革委等印发的《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》提出“支持新型基础设施发展绿电直供、源网荷储一体化项目”；国家能源局《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》提出“探索建立通过新能源直连增加企业绿电供给的机制”。
地方层面，部分省份出台了支持政策，且要求存在差异。新疆、内蒙古、宁夏、青海、甘肃、山西、山东、河北、安徽、浙江、吉林等省（区）均出台政策，支持探索新能源直供电、源网荷储一体化项目建设等方式实现绿电直连。在源荷储配置方面，多数省份要求按照15%及以上、2—4小时（时长）配置储能；山西要求新能源容量不低于用电负荷的1.05倍；宁夏要求不超过新增负荷和储能规模之和；新疆要求为新增负荷的1.5倍。地方政策大体在按照“以荷定源”的思路确定项目的新能源规模，要求项目具有一定自平衡、自调节和自消纳能力。在价格机制方面，新疆、山东、甘肃、宁夏规定自发自用电量收取政策性交叉补贴、系统备用费和政府性基金及附加；内蒙古规定自发自用电量暂不征收系统备用费和政策性交叉补贴；新疆按燃煤自备电厂有关标准的50%收取系统备用费。在项目探索方面，新疆库车绿氢示范项目等已经投运，甘肃酒钢等10余个项目正在建设。
总体来看，在用户绿色用能和降低用电成本等需求驱动下，绿电直连已经从概念走向落地。各地的探索实践也暴露了绿电直连落地的若干关键问题，推动了绿电直连政策的出台。
国外并未形成统一共识和运营标准
长期以来，国外并未明确禁止“直连”，但也未对“直连”进行明确规定。美国、欧盟成员国等允许用电企业与发电商直接签订合同，在附近兴建风能、太阳能或其他清洁能源发电项目，并通过专用线路将电力输送到企业。发电商与用户签订PPA进行“专线”交易。相比虚拟PPA的高度灵活性，物理PPA则受到多种约束，并不流行。
近年来，欧盟部分成员国陆续研究出台直连线路相关政策。
一是普遍要求直连线路的建设审批必须经过该国系统运营商的批准，在紧急情况下，系统运营商有权接管。如捷克、丹麦、波兰、爱沙尼亚、立陶宛等国，直连线路建设均需得到能源部门及系统运营商的批准；捷克、波兰等国明确，紧急情况下系统运营商有权接管并使用直连线路保障系统安全。
二是明确直连线路模式以中小型用户为主。如波兰规定，超过2兆瓦的主体必须与输电网相连接，不允许以直连模式运营；爱沙尼亚允许离网的中小型用户建立直连模式，但用户与电源距离在6千米以内。
三是对直连线路的所有权及供电用户数量进行严格限制，避免直连线路替代公共电网。例如，丹麦的直连线路项目审批增设了公共电网特征评估、接入电压等级核定、直连用户规模限定等多项条款，明确直连线路的所有权仅属于发电方或用电方，单一发电方的供电用户上限为4家。
总体来看，欧盟对绿电直连基本停留在政策法规层面，相关技术性规定较为模糊，欧盟内部成员国尚未形成统一规范的运营标准，也未得到广泛认可。欧洲能源证书发行协会等权威机构对于新电池法案提出异议，认为“只认绿电直连，否认绿电绿证交易过于简单粗暴”。
绿电直连落地仍需关注4个重点问题
首先，绿电直连项目的经济性需要因地制宜论证。理论上，电力系统本身就是最大的“源网荷储”系统，“绿电直连”形成的小系统在可靠性相同的前提下，经济性必然低于大系统；用户承担建设、运维等成本后，其经济性将进一步降低。近期，社会各界也开展了绿电直连项目经济性的大讨论，不同机构的测算结果差异显著：有的机构测算项目的度电经济性高达0.1—0.2元，有的机构则认为在公平承担输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用后，项目并不具备经济性。究其原因，是不同省份能源资源禀赋，以及不同项目的负荷水平、土地资源等差异极大。例如，新疆库车绿氢示范项目缴纳各类费用后，仍比公共电网电价便宜0.1元/千瓦时以上，甘肃酒钢项目缴纳各类费用后与公共电网供电成本相比并无优势。因此不同省份，甚至同一省份的不同项目，应充分做好经济性论证。
其次，部分问题仍需各地出台实施细则进一步明确。合理缴纳相关费用方面，政策明确“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”，但各类费用收取标准并未明确，哪些费用按照负荷电量收取、哪些按照下网电量收取、辅助服务费用分摊标准等，需要进一步明确计算方式。在绿电直连参与市场方面，政策规定“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”，若直连项目报量报价参与现货市场，其反送曲线由市场出清决定，这与“调度机构应按照项目自主安排的发用电曲线下达调度计划”存在冲突。此外，就近就地消纳距离、上网电量比例、退出机制、存量电源是否可转为直连项目等，仍需各地结合实际进一步明确。
再次，绿电直连政策需与输配电价改革、电力市场化改革等协同推进。现行的输配电价中，容量电费偏低，大部分电网成本需通过与电量相关的电量电费回收；绿电直连模式“大接网容量、小下网电量”的特点，导致主要随同售电量征收的电网输配电费用无法充分回收。差额成本在下一核价周期转嫁给未开展绿电直连的用户，这会导致非直连用户终端电价上涨，进一步逼迫用户开展绿电直连，形成“死亡螺旋”。因此，需要统筹优化两部制输配电价体系，逐步形成“容量电费回收电网除线损外的所有成本，电量电费回收电能流经电网的网损成本”的输配电价体系。在电力市场化改革方面，需完善绿电直连市场准入机制，明确参与交易类型，优化用户侧峰谷价格等，以市场机制促进直连项目优化自发自用比例、配置储能等措施降低成本，同时通过销售上网电量、提供辅助服务等获得额外收益。
最后，项目业主应关注项目实施过程中的风险。绿电直连涉及政府、发电企业、电网、用户等多方利益，各方诉求各不相同。同时，绿电直连与电力市场、碳市场、消纳责任权重、欧盟碳关税等各类政策密切相关。结合增量配电改革经验，项目业主应关注投资收益不及预期、供电可靠性差、政策不合规、购电协议履约分歧等风险，重点关注电力市场、碳市场等各类市场和欧盟碳边境调节机制动态，及时规避由政策变动带来的相关风险。
绿电直连是新型电力系统建设的重要一环。650号文构建了统一的制度框架，清晰界定了物理技术界面与责任划分标准，不仅满足了外向型企业绿色用能需求，还解决了地方与企业自发探索的规则碎片化问题。更重要的是，它推动电网企业保障用户供电从“无限责任”向“有限责任”转变，实现了供电可靠性与电价挂钩，为新型电力系统多元主体接入提供了可操作的方案。未来，各方应进一步凝聚共识，形成合力，助力绿电直连落地，服务新型电力系统建设和“双碳”目标实现。
