中國儲能網訊：5月底，國家出臺《關于有序推動綠電直連發(fā)展有關事項的通知》（以下簡稱“650號文”），提出風電、光伏發(fā)電、生物質能等新能源通過直連線路向單一電力用戶供給綠電，實現電量清晰物理溯源。650號文發(fā)布后，地方政府、用電企業(yè)和社會投資方熱情高漲，綠電直連相關的專場研討會場次密集且討論熱烈，專家觀點交鋒激烈，可總結為：綠電直連政策“叫好”聲高，但想要“叫座”仍有較多難點待解。
對綠電直連政策落地要有足夠的信心
綠電直連政策很重要且很有必要。
一是國家非常重視綠電直連政策落地問題。綠電直連的概念并不難理解，但國家能源局圍繞該政策發(fā)布了8篇解讀文章，作者來自水規(guī)總院、電規(guī)總院、中國宏觀經濟研究院、華北電力大學、中國有色金屬工業(yè)協(xié)會、中國能源研究會等國內知名智庫，以及華能集團、國家電投兩家能源央企，解讀的內容涵蓋了政策理解、潛在作用、應用場景等方面，陣容豪華、內容全面，并不多見。
二是綠電直連政策填補了國家層面政策空白。在650號文發(fā)布前，國家層面已在多個文件中對綠電直連的相關政策進行過闡述，例如《關于大力實施可再生能源替代行動的指導意見》提出“支持新型基礎設施發(fā)展綠電直供、源網荷儲一體化項目”，《關于支持電力領域新型經營主體創(chuàng)新發(fā)展的指導意見》提出“探索建立通過新能源直連增加企業(yè)綠電供給的機制”。但是關于綠電直連的專項政策尚未正式形成。近年來，為了探索、推動綠電直連模式，山東、河南等多個省份主要參照《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導意見》制定政策。然而，該文件指出“通過優(yōu)化整合本地電源側、電網側、負荷側資源，以先進技術突破和體制機制創(chuàng)新為支撐，探索構建源網荷儲高度融合的新型電力系統(tǒng)發(fā)展路徑，主要包括區(qū)域（?。┘?、市（縣）級、園區(qū)（居民區(qū)）級‘源網荷儲一體化’等具體模式”，并未包含綠電直連模式。650號文的出臺不僅填補了國家層面綠電直連模式政策的空白，更為地方政府制定相關政策提供了重要指引。
三是綠電直連政策積極回應了地方政府及企業(yè)綠色發(fā)展的真實訴求。地方政府、企業(yè)用戶高度關注綠電直連，迫切需要相關政策支撐。在650號文發(fā)布前，地方政府和企業(yè)已經對綠電直連項目開展大量探索：截至2025年6月底，內蒙古自治區(qū)累計批復源網荷儲一體化項目（綠電直連項目）28個、規(guī)模1176萬千瓦，風光制氫一體化項目52個、規(guī)模3722萬千瓦；河南省批復工業(yè)企業(yè)類源網荷儲一體化項目超過100個。2024年，歐盟在新電池法的配套細則《電動車電池碳足跡計算規(guī)則草案及附件》中認可綠電直連模式，進一步凸顯了650號文的必要性和緊迫性。2025年2月，江蘇省印發(fā)《關于創(chuàng)新開展綠電直連供電試點項目建設工作的通知》，在全國率先啟動由電網企業(yè)統(tǒng)一規(guī)劃建設連接電池企業(yè)和綠電電源的綠電專線創(chuàng)新試點，這正是綠電直連訴求在省級層面的顯性化體現。
綠電直連政策落地要突出因地制宜
從綠電直連政策出臺的時機看，其側重點是理順綠色電力與負荷（主要是增量負荷）的協(xié)同發(fā)展關系，是一項重在解決實際問題的政策。各方需在思想上形成共識，在行動上堅持因地制宜。
一是綠電直連項目是新型電力系統(tǒng)的重要組成部分。首先，我國于2023年提出“加快構建清潔低碳、安全充裕、經濟高效、供需協(xié)同、靈活智能的新型電力系統(tǒng)”，新能源就近利用、就地消納是重要路徑之一。綠電直連通過“就地生產、就地消納”，能有效降低輸電損耗，并以更精準的源荷互動大幅提升新能源消納水平。其次，當前化解新能源產業(yè)階段性產能過剩、滿足存量大用戶降本增綠需求、激發(fā)新增負荷投資意愿、提升大電網在高波動電源下的安全穩(wěn)定性等問題，對決策智慧提出了考驗，而綠電直連模式有很大發(fā)揮空間——內蒙古自治區(qū)通過綠電直連模式新增新能源裝機1000多萬千瓦、河南已批復上百個項目，便是例證。最后，綠電直連政策在破解配售電機制、激活市場活力方面也具有重要作用。隨著“用戶中心”時代的到來，未來綠電直連項目、增量配電網項目、智能微電網項目可借助虛擬電廠等新模式、新業(yè)態(tài)，成為精準協(xié)助用戶實現“雙碳”目標的重要發(fā)力點，助力國家加快形成以多業(yè)態(tài)消納高比例新能源的配售電市場新格局。
二是在實踐層面應特別注重因地制宜。首先，綠電直連的對象以大用戶為主，需充分結合資源稟賦、用戶用電特點等要素制定落地政策：西北、東北地區(qū)新能源資源稟賦好、高載能產業(yè)集中，用戶對電價敏感，降本增綠的側重點以降本為主；華東、南方等經濟發(fā)達地區(qū)新能源資源稟賦相對較差、出口導向型企業(yè)多，對綠色能源的需求更突出，增綠訴求更強；河南等中部地區(qū)人口密集，電力廊道資源稀缺，適合大規(guī)模新能源直連的項目較少，可側重小規(guī)模新能源就近聚合直連模式。其次，綠電直連在技術層面的基本要求必須滿足，但量化指標的執(zhí)行需因地而異。
650號文在技術層面設定了嚴格標準，例如電壓等級限制在220（330）千伏以內，要求接入自動化系統(tǒng)、遵循調度計劃，并須具備“四可”能力（可觀、可測、可調、可控）——這些是綠電直連項目安全穩(wěn)定經濟運行的基本保障，必須嚴格滿足。650號文明確項目整體新能源自發(fā)自用電量占總可用發(fā)電量的比例不低于60%，用戶直連綠電電量占比不低于用戶總用電量的30%（2027年之前）；在現貨市場連續(xù)運行地區(qū)，企業(yè)不能消納的電量可參與交易，上網電量占總可用發(fā)電量的比例上限一般不超過20%。這些指標設定了上限或下限，實際落地時可結合本地情況適當調整。例如，作為全國首個響應綠電直連政策的省份，6月23日內蒙古自治區(qū)能源局印發(fā)《關于進一步優(yōu)化源網荷儲一體化項目申報要求的通知》（內能源新能字〔2025〕361號），修改并細化了《內蒙古自治區(qū)源網荷儲一體化項目實施細則2023年修訂版（試行）》（內能新能字〔2023〕1071號）的申報要求。該文件提出，綠電直連項目建設的集中式新能源總規(guī)模需在5萬千瓦以上，推算新增負荷年用電量不低于2億千瓦時；新能源自發(fā)自用比例不低于90%，遠超國家60%的最低標準；新能源所發(fā)電量占總用電量的比例不低于35%，達到國家2030年35%的標準要求——實現了老政策與新政策的平穩(wěn)銜接。
三是綠電直連電價問題必須清晰明確，不能含糊。綠電直連項目自發(fā)自用部分電量的相關費用繳納標準，直接關系項目經濟效益，也決定該類項目能否全面推廣，拖延不得、含糊不得。然而，目前官方解讀尚未明確“繳什么、繳多少”。據報道，國家能源局正積極配合有關部門加快完善包括綠電直連在內的新能源就近消納價格機制。在相關價格機制出臺前，粗淺談三點認識：
第一，直接或間接提高大用戶競爭力（包括降成本）應成為綠電直連落地配套政策的重要參考原則。國家能源局有關負責人在650號文答記者問“為什么要出臺關于綠電直連的文件”時指出，“二是滿足用戶綠電消費需求”，通過增綠減碳打破有關國家對我國傳統(tǒng)和新興高載能行業(yè)實施的綠色貿易壁壘，提高企業(yè)競爭力；“三是為用戶降低用電成本提供更多選擇”，650號文鼓勵用戶在自主申報并網容量、自行承擔相應責任的同時，通過提升靈活調節(jié)能力降低用電成本，這屬于直接降低企業(yè)成本。近10年來，我國光伏發(fā)電成本下降超過80%，風電發(fā)電成本下降超過60%，電化學儲能成本下降超過80%；光伏發(fā)電累計裝機規(guī)模突破10億千瓦，風電累計裝機容量達5.7億千瓦；2025年一季度，風電光伏合計發(fā)電量達5364億千瓦時，占全社會用電量比重達22.5%。新能源行業(yè)的技術進步帶來了發(fā)電成本的大幅下降，這種技術紅利應傳導至用戶側——凡是能較好實現“源荷互動”的綠電直連項目，都應名正言順地享受技術紅利，降低企業(yè)用電成本。河南省在《加快推進源網荷儲一體化實施方案的通知》中提出“謀劃推動更多項目，更好發(fā)揮源網荷儲一體化項目在降電價、促消納、調結構、擴投資、保安全方面的重要作用”，將降電價作為制定綠電直連項目電價機制的重要參考原則。
第二，綠電直連項目呼喚新的價格機制。綠電直連項目是新型電力系統(tǒng)的重要組成部分，650號文要求并網型綠電直連項目“按照‘以荷定源’原則科學確定新能源電源類型和裝機規(guī)?！薄皯ㄟ^合理配置儲能、挖掘負荷靈活調節(jié)潛力等方式，充分提升項目靈活性調節(jié)能力，盡可能減小系統(tǒng)調節(jié)壓力”。換言之，可從綠電直連項目對電力系統(tǒng)的影響程度視角探討相關價格機制。從綠電直連項目整體來看，650號文要求項目下網電量部分繳納輸配電費、系統(tǒng)運行費用、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用，這具有合理性；但自發(fā)自用部分若“一刀切”收取上述費用，則值得商榷。一是從產權視角看，650號文要求“直連專線原則上應由負荷、電源主體投資”，電網企業(yè)不得參與投資，因此該專線并非電網企業(yè)資產。依據《省級電網輸配電價定價辦法》，“用戶或地方政府無償移交，由政府補助或者社會無償投入等非電網企業(yè)投資形成的輸配電資產”不得納入可計提收益的固定資產范圍，基于此，電網企業(yè)缺乏收取輸配電費的法律基礎，自發(fā)自用部分輸配電費不應收取，至少不應以輸配電費名義收取。二是從項目運行穩(wěn)定性視角看，新能源涵蓋風、光、生物質等，特性差異顯著，費用繳納應有所區(qū)別：風光發(fā)電具有波動性，但需綜合考慮項目儲能配置規(guī)模及負荷靈活調節(jié)能力；生物質電廠可實現連續(xù)穩(wěn)定運行，出力特性與燃煤自備電廠無明顯差異。因此，650號文提及的四類收費不宜“一刀切”，新價格機制需分類探討。
第三，在現有價格機制下，對相關費用繳納標準的探討。一是仍可沿用火電自備電廠的結算邏輯，同時結合不同新能源出力穩(wěn)定程度的差異，對繳納內容進行適當調整。傳統(tǒng)火電自備電廠的結算邏輯兼顧企業(yè)用電安全保障、社會責任公平分攤等，自發(fā)自用電量需繳納的費用一般包括系統(tǒng)備用容量費、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等，湖北、新疆等多個省份已出臺專門政策文件及收費標準。綠電直連項目自發(fā)自用部分電量的政策性交叉補貼、政府性基金及附加，可參照本地自備電廠繳納標準全額繳納（本地若有減免政策，按減免政策執(zhí)行）；如前文所述，自發(fā)自用部分輸配電費無需繳納。二是重點討論系統(tǒng)運行費繳納問題。綠電直連項目系統(tǒng)運行費包括下網部分電量系統(tǒng)運行費和新能源場站自發(fā)自用部分系統(tǒng)運行費。目前，用戶電費構成包括交易電費、基本電費、上網線損、輸配電費、系統(tǒng)運行費、政府基金及附加等六項，綠電直連項目通過大電網下網部分的系統(tǒng)運行費，可按照現有用戶與電網的結算體系執(zhí)行。風光等不穩(wěn)定電源的綠電直連項目，其自發(fā)自用部分系統(tǒng)運行費（相當于火電自備電廠的系統(tǒng)備用容量費）應當收取，收取電量核算標準為總可用發(fā)電量減去儲能充電電量，費用標準可參照本地風光場站的系統(tǒng)運行費用分攤標準，兼顧公平性并肯定儲能作用；生物質、垃圾焚燒等可連續(xù)穩(wěn)定運行的電廠，該部分費用可考慮免征。
第四，需建立相應協(xié)調保障機制，讓項目單位“最多跑一次”。綠電直連項目準入要求不低，在各類情形中，新增負荷（包括已報裝但未開工）項目數量相對有限；出口外向型企業(yè)主要集中在中東部地區(qū)，但這些地區(qū)新能源資源稟賦一般；擁有自備電廠的企業(yè)，如內蒙古自治區(qū)多數該類企業(yè)近年來一直在實施新能源替代工程，可挖掘空間也有限。因此，省級能源主管部門一方面要按照650號文要求，結合本省電力供需形勢、消納條件等實際情況，進一步細化就近就地消納距離、上網電量比例、退出機制等具體要求，引導項目科學合理評估需求，避免實際運行與設計方案出現較大偏差、新能源消納不及預期等情況，尤其要減少或避免新能源圈占指標現象。另一方面，更重要的是在省級層面建立協(xié)調保障機制，確保項目在接入電網、參與電力市場交易等方面高效便捷。6月初，河南省發(fā)展改革委與國家能源局河南監(jiān)管辦公室聯(lián)合發(fā)布《關于切實做好各類電源項目接網有關工作的通知》，明確要求制定源網荷儲一體化項目接網綠色通道政策，做好“首辦負責制”，讓項目單位“最多跑一次”，積極營造全行業(yè)支持服務分布式光伏和源網荷儲一體化項目建設的良好氛圍，這一做法值得借鑒。
