绿电直连经验及落地的思考

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。

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。

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。

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。

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