绿电直连政策落地的四个难题
来源：电联新媒 时间：2025-07-14 13:40
在推进“双碳”目标的大背景下，我国新能源产业蓬勃发展。据国家能源局数据，截至2025年4月底，我国累计发电装机容量34.9亿千瓦，同比增长15.9%，风电和太阳能发电总装机容量约为15.3亿千瓦，其中风电装机约5.4亿千瓦，同比增长18.2%；太阳能发电装机约9.9亿千瓦，同比增长47.7%。
然而，新能源消纳问题日益凸显，尤其在西北、华北等新能源富集地区，电网承载压力剧增，弃风弃光现象时有发生。与此同时，欧盟碳边境调整机制（CBAM）等国际规则的出台，对我国出口型企业的碳排放提出严格要求，企业面临巨大的碳足迹挑战。在此背景下，5月21日，国家发改委、国家能源局印发《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）（以下简称“650号文”），首次明确赋予绿电直连项目平等的市场地位，成为破解能源转型困境的关键举措。
政策核心逻辑：以负荷侧为枢纽整合资源
“增量+存量”全场景覆盖，打破范围壁垒
在负荷侧，650号文所涉范围不仅覆盖增量负荷，还将部分符合要求的存量负荷纳入其中。这意味着，一些原本因负荷性质限制而无法参与电力市场的企业，现在有了新的选择，能够通过绿电直连实现能源结构的优化和绿色转型。
在电源侧，在我国部分地区存在新能源装机容量大，但由于电网消纳能力不足，导致新能源发电无法有效并网输送的问题。650号文为这些受限的新能源项目开辟了一条新的出路，使其能够通过绿电直连用户的方式实现绿电的就地消纳。
模式创新、流程简化
绿电直连项目原则上由负荷侧作为主责单位，创新了项目投资模式、扩宽了投资主体范围，包括民营企业在内的各类经营主体（不含电网企业）均可投资绿电直连项目。项目电源可由负荷侧投资，也可由发电企业或双方成立的合资公司投资，直连专线原则上应由负荷、电源侧主体投资。但650号文做出了重大创新性突破，项目中新能源发电项目豁免电力业务许可，突破“供电即要取证”的规定束缚，简化了开发流程，使项目得以快速推进实施。
“离网+并网”市场主体权利得到保障
各类市场主体均应享有公平参与市场的权利与机会，但在以往的电力市场中，余电倒送限制使得项目主体在电力生产过程中，无法将多余的电量及时输送到电网中获取收益，限制了其经济效益的提升，降低其竞争力。650号文明确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，通过市场交易确定余电上网价格，避免了电力资源的浪费，保障了其在电力市场中的平等参与和公平竞争。
实施挑战：从政策到落地的差距
投资成本高额，收益回收难度大
政策实施涉及的高额投资成本需重点考量，主要体现在以下三个方面：
一是项目整体投资规模显著扩大。项目主责单位需承担电源建设、直连专线及储能设施等多环节投入。直连专线原则上由经营主体（不含电网企业）主导投资，初始资金压力大。新能源电站建设成本叠加储能配套及继电保护、通信等二次系统强制要求，进一步推高了总投资。
二是专用直连线路敷设成本高昂且程序复杂。政策要求建设电源与用户间的专用线路，其投资远超普通配网。线路建设须纳入省级能源电力与国土空间规划，跨区域协调及审批会增加项目非技术成本。技术层面需严格控制线路交叉跨越并采取高规格安全措施，220（330）千伏以上电压等级接入更需专项安全评估，增加设计与合规支出。线路产权归属负荷方或电源方，企业需承担全生命周期运维责任，长期维护成本不可忽视。
三是储能配置形成隐性强制要求。政策虽未明确储能比例，但通过设定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%，2025年占总用电量的比例不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%，以及禁止反送电及交换功率峰谷差率限制等条款，实质要求项目自身具备灵活调节能力。负荷波动较大的企业为满足源荷匹配指标，不得不配置储能。而在短期内储能投资经济性较低，进一步加大了成本压力。
用户投资意愿不足
项目仍需承担与普通工商业用户相同的系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。用户绿电直连项目相比普通用户需额外承担建设成本和运营成本，且绿电溢价市场尚未完全建立，绿证价格波动大，导致电价并无显著的成本优势，预计用户投资意愿不足。
交易机制复杂，交易风险高
根据650号文政策要求，绿电直连项目应作为整体参与电力市场交易；若电源侧和负荷侧非同一投资主体，也可分别注册，以聚合形式参与市场交易，且不得由电网企业代理购电。以山西省为例，以聚合形式参与交易的主体，参照山西省现行“源荷一体化”交易规则，电源侧与负荷侧需签订中长期合约，并同步参与现货市场报价与出清。双方签订的中长期合约电价以现货市场电价为参照，合约电价或高或低均将影响负荷侧或电源侧收益；若签约电价与市场电价同步，绿电直连项目并无额外优势。此外，受新能源发电不确定性及用户生产变化影响，以整体或聚合方式参与市场的项目，当电源侧发电量无法覆盖负荷侧用电量时，需从现货市场高价购电。同时，绿电直连项目主体还需独立承担偏差考核费用，导致其用电成本相较普通工商业用户上升，收益降低。在新能源大发时满足650号文要求的自发自用比例，配比高负荷，项目将面临较高的电力现货市场交易风险。此外，若电源侧与负荷侧分属不同主体，双方还需签订多年期购售电协议或合同能源管理协议，鉴于电力现货市场价格波动性强，此类长期协议面临较大交易风险。
碳足迹国际认证存在缺口
2024年5月，欧盟公布电池碳足迹计算规则征求意见稿，仅认可绿电自发自用和绿电直连，其他情形采用全国电力平均碳足迹因子测算（电力碳足迹因子是指从原材料生产到用户用电的全生命周期碳排放，包括直接碳排放、间接碳排放等）。虽然绿电直连保证绿电物理溯源，但由于目前我国尚未建立风、光新能源全生命周期碳排放数据库，导致无法满足法案要求的申报产品全生命周期碳排放的要求，仍会影响出口企业碳排放测算。需要相关部门加快建立完善的碳排放数据库，为出口企业应对国际碳市场提供数据支持。
结语
绿电直连政策作为我国能源转型的重要创新举措，标志着我国能源体系正从“集中式供给”向“分布式协同”转型。在新型电力系统建设中，通过“增量+存量”全场景覆盖、模式创新、流程简化、“离网+并网”保障收益，突破配电业务范围壁垒、重构商业模式、激活市场活力，化解政策博弈与权利不均等深层矛盾，构建“需求导向-市场驱动-制度护航”的新型配电方式，为新能源规模化应用和用户侧资源聚合开辟新的制度路径。尽管在实施过程中面临诸多挑战，但随着政策的不断完善和市场机制的逐步成熟，绿电直连将重塑我国能源生态，推动电网企业、发电企业和负荷侧用户角色的深刻转变，构建以新能源为主体、源网荷储深度协同的新型能源体系，为我国实现“双碳”目标奠定坚实基础。（张东辰）
责任编辑：于彤彤
