中國儲能網訊：5月30日，國家發(fā)展改革委、國家能源局公布了《關于有序推動綠電直連發(fā)展有關事項的通知》（以下簡稱《通知》），首次以國家層面政策系統(tǒng)明確了“綠電直連”的定義、邊界與操作路徑，為可再生能源就近消納和用戶側用能結構轉型奠定了制度基礎。
這一政策的出臺，是對新能源就近就地消納問題的積極回應，也是在國際碳足跡規(guī)則趨嚴、企業(yè)綠色用能需求不斷提升的現實背景下，推動新能源生產與消費融合發(fā)展的制度創(chuàng)新。
長期以來，我國電力系統(tǒng)以“大電網+集中調度”為主導模式，強調發(fā)電、輸電、用電的統(tǒng)一規(guī)劃和系統(tǒng)安全冗余。然而，隨著風電、光伏等新能源的快速發(fā)展，其間歇性和分布式特性在傳統(tǒng)的調度方式下，給電網造成了一定的協(xié)調壓力，導致了現貨電價波動、光伏限電和分布式能源接入受限等問題。
今年1月，浙江電力現貨市場出現負電價，這在一定程度上也反映出新能源發(fā)電高峰與用電需求不匹配的問題。面對這些挑戰(zhàn)，國家能源局在《分布式光伏發(fā)電開發(fā)建設管理辦法》中已明確強調“就地就近消納”的重要性，意在緩解集中并網所帶來的系統(tǒng)壓力，提高新能源消納效率。
在這一背景下，《通知》的出臺為上述問題提供了進一步的制度化解法。不同于以往零散的原則性指導，這一文件不僅明確了綠電直連的定義與適用范圍，還系統(tǒng)構建了項目類型劃分、投資模式安排、市場交易與調度管理等機制。
特別值得注意的是，這項政策還帶有強烈的“破局”意味。在制度設計上，綠電直連首次將“電源不接入公用電網”寫入規(guī)范，打破了由電網壟斷投資接入路徑的傳統(tǒng)格局，明確賦權負荷企業(yè)乃至民營主體自主投資、自主消納。這種權責對等、界面清晰的能源交易機制，不僅拓展了用能企業(yè)的參與深度，也為能源基礎設施引入了更多市場化、多元化的建設力量。
01
綠電直連，利好哪些產業(yè)？
《通知》首次從國家層面明確了綠電直連的定義內涵：風光等新能源不直接接入公共電網，而通過專用電力線路與單一電力用戶實現直接連接。
隨著綠電直連政策框架的落地，影響的重點也開始向產業(yè)滲透。在這一過程中，不同行業(yè)的響應也各不相同。一方面，綠電直連模式通過物理直供方式，為企業(yè)提供了可追溯的綠色電力解決方案，尤其對面臨國際碳關稅壓力的出口型企業(yè)意義重大。在歐盟等市場碳足跡核算標準趨嚴的大背景下，它已成為企業(yè)合規(guī)減碳、爭取海外訂單的重要工具。另一方面，在電力供給端，風光制氫、分布式光伏等原本受制于電網接入和調度機制的項目，也借助綠電直連打開了新的發(fā)展空間。
根據國家能源局有關負責同志介紹，綠電直連項目分為并網型和離網型兩類：其中，并網型項目的電源應接入用戶側，電源、用戶和線路作為整體接入公共電網，并與電網形成清晰的物理界面與責任界面；而離網型項目則完全不與公用電網發(fā)生電氣連接，作為獨立系統(tǒng)開展運行。
這種靈活的模式設計，不僅提升了制度適配性，也為不同場景下的“源荷直供”（指電源與負荷間直接供電，無需經由其他中間環(huán)節(jié)）提供了可操作的實施路徑，政策從制度文件走向項目實踐，正在實質性地激活一批新能源融合發(fā)展的新經濟單元。
光伏的新出口
對于光伏行業(yè)而言，2025年第一季度，在“搶裝潮”集中釋放后，盡管產業(yè)鏈供給端繼續(xù)大規(guī)模擴張，但新增裝機需求顯著放緩，行業(yè)整體面臨產能去化壓力。在此背景下，綠電直連政策被視為一項“政策緩沖帶”，有望為制造端打開新的增長通道。
從《通知》的內容可以看出，綠電直連相較傳統(tǒng)分布式光伏在實施條件上更具靈活性，有望為產業(yè)發(fā)展拓展更大的操作空間。根據現行工商業(yè)分布式光伏政策，項目如需專線供電，通常需滿足電源與負荷同一投資主體、處于同一用地紅線范圍等前置條件，在現實中是極難達成的。而《通知》放寬了這些限制，允許發(fā)電企業(yè)、負荷企業(yè)或雙方合資建設綠電直連項目，不強制要求用地統(tǒng)一。此外，政策還允許項目通過長期購電協(xié)議或合同能源管理協(xié)議實現綁定，為項目落地提供了制度空間。
據SOLARZOOM新能源智庫分析，考慮到土地資源、電力用戶穩(wěn)定性和接入條件等因素，若綠電直連機制在各地得到有效落地，預計可在未來一年形成約100GW的潛在新增裝機空間。這一預期規(guī)模雖需根據地方審批和電網調度情況進一步驗證，但其作為“地面分布式”的機制替代，已經具備結構性的潛力。
與此同時，政策對綠電直連項目的消納比例提出了明確要求，也對項目配置結構形成了直接約束?！锻ㄖ分赋?，并網型項目應按照“以荷定源”原則合理確定新能源電源類型和裝機規(guī)模，自發(fā)自用為主、上網為輔。整體來看，項目年自發(fā)自用電量應占總可用發(fā)電量的比例不低于60%，占總用電量的比例不低于30%，并要求到2030年前提升至不低于35%。此外，項目在現貨市場未連續(xù)運行地區(qū)，不得向公共電網反送電；上網電量占總可用發(fā)電量的比例由各地能源主管部門結合實際確定，一般不超過20%。
這一機制強化了“就地消納”原則，同時使儲能系統(tǒng)成為大多數綠電直連項目實現源荷匹配、提高利用率的關鍵配置。盡管當前儲能成本尚未完全具備經濟性，但在“光儲融合”逐步推進的政策背景下，綠電直連有望成為帶動分布式儲能市場增長的重要應用場景。
對光伏制造業(yè)而言，綠電直連政策不僅帶來了新增需求的空間，也釋放出制度層面的結構性利好預期。在傳統(tǒng)需求通道收緊背景下，其“專線直供+協(xié)議綁定”機制，有望引導產業(yè)向“負荷驅動型開發(fā)”演進。盡管政策已出臺，但從細則制定、電網接入到負荷評估，落地仍需時間。業(yè)內普遍預計，真正形成規(guī)模性裝機，或將要到明年中后期。
同時，《通知》提出“合理繳納相關費用”，但未明確自發(fā)自用電量是否需繳納輸配電價。根據部分地方實踐，若電源接入點在用戶側、未經過公用電網傳輸，該部分電量可視為企業(yè)內部用電，不在輸配電價征收范圍。不過，目前仍缺乏統(tǒng)一政策依據，后續(xù)仍需國務院價格主管部門進一步明確。
總體而言，綠電直連為光伏產業(yè)拓展了一條緩解裝機壓力的可行路徑，也為用戶側參與電力結構重構提供了制度通道。但能否真正成為產業(yè)轉型的關鍵支點，仍取決于地方執(zhí)行力度、成本可控性以及終端企業(yè)的參與意愿。
氫能的突破口
長期以來，風光制氫因電源波動性強、電網調度協(xié)調難，導致裝機落地緩慢、產氫成本居高不下。在不少項目中，即便有豐富的綠電資源，也常因電網接入指標受限或調度剛性強而被擱置。綠電直連政策的出臺，或許為這一關鍵“卡點”提供了制度性疏解路徑。
這一制度突破的意義遠不止于項目落地的便利。在氫能日益拓展的應用版圖中，工業(yè)、冶金、交通等重點領域對綠氫的需求不斷增長。隨著“雙碳”目標深入推進，新能源裝機規(guī)模持續(xù)擴張，配套綠氫項目實現就地消納，可以在一定程度上緩解新能源出力波動對電網的沖擊。因此，綠電制氫正逐步成為能源系統(tǒng)“源荷解耦”的關鍵路徑，其發(fā)展趨勢有望加快。
文件明確支持尚未開展電網接入工程建設或因新能源消納受限等原因無法并網的項目，在履行相應變更手續(xù)后開展綠電直連。這意味著，在傳統(tǒng)并網路徑受阻的情況下，制氫項目或能以“電源-制氫裝置”物理直連的方式落地運行，大幅提升了項目可實施性。
此外，《通知》提出，綠電直連項目應通過合理配置儲能、挖掘負荷靈活調節(jié)潛力等方式，提升項目的調節(jié)能力，盡可能減小對公共電網的調度壓力。這一導向也為氫能制取項目提供了政策空間，鼓勵在項目規(guī)劃中配套儲能系統(tǒng)，以提高整體能源利用效率和運行穩(wěn)定性。
在設備端，堿性電解槽作為當前主流的電解水制氫設備，在適應間歇性電源方面具備較強韌性，市場潛力相對突出。隨著綠電直連模式的加速普及，相關配套設備的市場需求有望迎來拐點，帶動電解槽從工程化階段向規(guī)模化、標準化生產轉變。據公開研究預測，2022年全球電解槽新增裝機約為1GW，預計到2026年和2030年將分別達到30GW和127GW，年均復合增長率可達83%。
需要指出的是，綠電直連制氫項目雖然可繞開傳統(tǒng)電網接入限制，但在項目調度、運行管理等方面仍需滿足較高標準?！锻ㄖ访鞔_指出，項目應實現內部資源的協(xié)同優(yōu)化，具備可觀、可測、可調、可控能力，并按照《電網運行準則》向調度機構提供相關資料，接受技術監(jiān)督。并網型項目還應接入新型電力負荷管理系統(tǒng)或調度自動化系統(tǒng)，具備相應調度接口及網絡安全設施。這些都對綠電制氫項目的技術能力、管理能力和經濟性提出更高要求。
總體來看，綠電直連為氫能產業(yè)在“源網荷”體系中提供了更具操作性的突破口。有望推動制氫從“并網難、調度難”向“就地建、穩(wěn)定用”的模式轉變。在產業(yè)鏈普遍期待降本增效的當口，這一制度創(chuàng)新或將在新一輪氫能布局中發(fā)揮重要作用。
02
制度“破圈”，新型電力系統(tǒng)的前沿嘗試
總體而言，綠電直連不僅僅是一項政策，而是我國能源體系從集中式向分布式、從電網主導向用戶側賦權的結構性調整信號。在《通知》的制度設計中，我們已能看到對現有電力系統(tǒng)“物理邏輯”與“調度邏輯”的雙重松綁，為用能企業(yè)提供了更多靈活性。
然而，值得注意的是，綠電直連在實際操作中并非“無成本”改革。從配套儲能的投資壓力，到項目接入安全責任界面的厘清；從地方能源主管部門的政策細則制定，到電網企業(yè)能否真正提供公平、高效的接入與調度服務，每一個環(huán)節(jié)都決定著這項制度能否真正落地生根。尤其是在綠電交易、綠證結算、系統(tǒng)成本分擔等市場化機制仍待進一步明晰的當下，綠電直連的運行生態(tài)尚處于探索與磨合期。
更進一步說，綠電直連不僅是一個電力傳輸方式的技術選項，更是一種能源制度的范式轉換。它改變的不只是“電從哪里來”，而是“誰來決定電力結構”。當企業(yè)可以繞開電網、自主建設綠電消納通道，能源使用權就從調度中心下沉到了生產現場，能源系統(tǒng)也從集中控制走向分布優(yōu)化。
可以預見，綠電直連正在成為我國新型電力系統(tǒng)建設的一種新的嘗試。它既關乎制度與市場的變化，也考驗產業(yè)與區(qū)域的協(xié)同能力。在“雙碳”愿景持續(xù)推進與國際綠色規(guī)則重塑背景下，這項制度創(chuàng)新能走多遠，終將取決于地方執(zhí)行力、企業(yè)響應力與配套機制成熟度。
