我國綠電直連政策演進與實施要點

早在2021年，我國前瞻性地提出了綠電直連相關概念，多省份隨即出臺支持政策，但實質落地項目寥寥。近年政策步伐明顯加快：2024年《可再生能源替代行動指導意見》首次提出支持新型基建發展綠電直連；2025年初，江蘇省率先啟動綠電直連試點（下文詳述）；2025年5月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發了我國首個國家級綠電直連政策——《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》（發改能源〔2025〕650號），標志綠電直連邁入制度化新階段。

650號文要點：該文件明確了綠電直連的定義、適用范圍和原則：風電、光伏、生物質等新能源通過直連專線向單一用戶供電，可分為并網型（用戶仍接入公共電網）或離網型項目。直連線路專用于電源到用戶點對點輸電，多用戶直供模式未來將另行規定。發展原則強調安全優先、綠色友好、權責對等、源荷匹配，確保項目可靠運行和新能源高效利用。政策對項目規劃建設、運行接入、電力交易、價格機制等做了全方位規范。

項目建設與準入：鼓勵新增負荷配套建設新能源；存量負荷若已有自備煤電則須先足額繳納可再生能源基金，可通過壓減自備電廠出力來實施綠電直連替代。出口導向型企業可利用周邊新能源資源探索存量負荷直供，以滿足其降碳剛性需求。規劃統籌方面，省級能源主管部門要將綠電直連項目納入新能源開發建設方案和國土空間規劃，統一備案管理，確保有序發展。

直連線路電壓原則上不超過220kV（特殊需接220/330kV須專項評估電網安全）。模式創新上，文件要求項目原則上由用電企業作為主責單位，允許各類社會資本投資建設，但電網企業不得參與投資直供專線。若電源和負荷不同投資主體，須簽訂多年期購電協議（PPA）或合同能源管理協議，明確線路產權、調度維護、結算違約等責任。新能源發電側原則上豁免電力業務許可證，以降低準入門檻。

源荷匹配與消納比例：并網型項目要求按照“以荷定源”配置新能源類型和規模。在尚無連續電力現貨市場地區，項目不得向公共電網反送電，必須實現自發自用為主。文件設置了“四項比例”硬性指標：年自發自用電量不少于可用發電量的60%，自發電占總用電量不少于30%（2030年前不低于35%），上網電量不超過可發電量的20%。通過這些約束，確保新能源就近就地消納和源荷平衡，提高直供綠電利用率。

運行管理與安全責任：政策要求嚴格落實安全生產和風險管控，項目內部實現“可觀、可測、可調、可控”，并按要求接入調度自動化系統，接受調度機構管理。并網型項目要與大電網明確安全責任邊界，自主申報并網容量并自行承擔超出部分供電供電責任。鼓勵項目配置儲能、增強靈活調節能力，限制與公共電網交換功率的峰谷差，以減小對大電網的調節壓力。

交易結算與電價：并網型直供項目可整體注冊為市場主體參與電力交易，享有平等市場地位。負荷側不得由電網代理購電，源荷不同主體的也可分別注冊、聚合交易。費用方面，直供用戶仍需繳納輸配電費、系統備用費、政策性交叉補貼、政府基金等各項費用，不得違規減免。也就是說，即使企業繞開公用電網直接購綠電，仍需承擔相應的電網固定成本費用，以維護電力系統公平。計量結算則以項目接入點為統一結算點，并內部安裝雙向計量裝置計量發電、自用、上網電量等，嚴禁私接繞表。直供交易的電量及綠證需按照綠色電力交易規定執行，確保綠色屬性的確認。

組織保障：國家層面將加強對綠電直連模式的指導和成效評估，及時完善政策；各地能源主管部門應結合實際細化就近消納距離、上網電量比例、退出機制等要求，避免項目運行與設計偏差。鼓勵各地梳理企業需求、推介給民營資本，支持社會資金參與投資建設。國家電網等企業要提升直供項目接入及市場服務能力，保障模式平穩推進。

綜上，650號文以制度創新回應了社會和行業呼聲，被評價為“四應”之策：呼應企業降碳訴求、響應新能源發展需求、對應電網安全挑戰、順應電力市場改革方向。政策的出臺為綠電直連提供了頂層設計，旨在突破能源轉型和碳關稅壁壘的雙重挑戰。

地方試點探索：在國家頂層設計落地前后，各地方已積極開展試點，為綠電直連積累經驗。

多個省份已響應國家650號文，發布實施方案或關聯政策。以下按省份列出，經確認的獨立實施方案或試點進展。

江蘇省：《關于創新開展綠電直連供電試點項目建設工作的通知》（蘇發改能源發〔2025〕115號，2025年2月印發）。全國首個省級專項政策，在常州、蘇州、鹽城試點五個新能源電池企業項目。由負荷企業主責建設，鼓勵社會資本參與；允許存量企業足額繳納可再生能源基金后試點；自發自用電量不低于60%、用戶直連用電占比不低于30%。

四川省：綠電直連實施方案（2025年上半年發布）。鼓勵數據中心和高載能產業建設源網荷儲一體化項目；協調綠電直連與隔墻售電等多模式；允許新增負荷配套新能源，存量企業壓減自備電廠出力后開展。支持甘孜、阿壩等地區清潔能源就地轉化。

云南省：《云南省推動綠電直連建設實施方案》（2025年7月發布，由省發展改革委等聯合印發）。提出六條路徑：新增負荷配套、存量替代自備電廠、未并網項目變更為直連等；首批項目報送截止2025年7月31日，每季度末報送；電壓不超過220（330）千伏；重點支持綠色鋁、硅光伏等行業。配套《實施方案編制大綱》。

青海省：《青海省綠電直連實施方案》（2025年7月16日印發）。全國首個公開發布省級方案，推進四類項目：新增負荷配套、未并網直連、自備電廠替代、分布式光伏多用戶供電；自發自用電量不低于60%、用戶直連不低于30%；并網型需配置儲能；電壓不超過220千伏。

廣東省：《廣東省綠電直連實施方案》（2025年7月10日左右發布）。首個省級方案，重點支持綠色鋁、硅光伏、新能源電池等行業；強調民營企業參與和成本控制。

山東省：《山東省零碳園區建設方案》（魯發改環資〔2025〕512號，2025年7月16日印發）。鼓勵源網荷儲一體化和分布式新能源匹配連接；自發自用電量不低于60%、用戶直連不低于30%（2030年35%）；目標2027年建成15個省級零碳園區。

山西省：山西利用自身煤改新能源轉型和區位優勢，將綠電直連融入招商和數字產業布局。重點面向東部外資及供應鏈企業的綠電需求，聯合新能源開發企業開展“綠電招商”，通過綠電直連或微電網供電方式，吸引相關生產項目落地。同時山西布局建設算力中心，要求新建數據中心項目通過綠電直連等方式實現能源與算力融合，打造綠色數字經濟新業態。文件還提出推進綠電園區試點，打造“綠電交易+源網荷儲一體化+綠電直連”的產業園，吸引有綠電需求的戰略性新興產業龍頭企業。例如陽泉市探索“新能源+儲能+智能電網”模式，結合虛擬電廠、能源互聯網等技術，在高新區率先建設綠電產業示范園區。

甘肅省：通過2025年兩會和風電政策支持源網荷儲一體化和綠電園區；2025年7月啟動全國首個100%綠電直連離網型零碳產業園區，無獨立實施方案。

新疆維吾爾自治區：《關于提高新能源發展韌性加快構建新型電力系統的通知》（新發改能源〔2025〕327號，2025年6月18日印發）。提及開展綠電直連試點，支持民營參與和源荷匹配；電壓不超過220千伏。

陜西省：融入零碳園區框架，轉載國家通知；重點探索源網荷儲一體化，自發自用電量不低于60%。

湖北省：2025年7月零碳園區政策鼓勵綠電直連；強調多主體協作，適用于出口企業。

河南省：通過分布式綠證核發試點支持溯源和交易；鼓勵源荷匹配，無獨立實施方案。

內蒙古自治區：無省級實施方案，但有試點如和林格爾數據中心“點對點”直供；2025年7月批準內蒙古–寧夏3GW跨省項目。

吉林省：作為東北老工業基地，吉林在2024年初出臺《促進新能源產業加快發展若干措施》，提出支持“新能源直供模式”試點項目建設。鼓勵總投資10億元以上項目采用“自發自用為主、少量余電上網”的直供方式。這一政策成為全國最早探索綠電直連新模式的省級舉措，被視為破解綠色貿易壁壘的先手棋。

京滬等地：北京在能源規劃中提出探索綠色電力直供以就近消納新能源、提高用電效率。上海在2025年度工作安排中明確支持企業按照650號文要求開展陸上風電、光伏與用戶直供試點示范。這表明一線城市也在積極響應國家號召，為具備條件的企業打通直供綠電渠道。

其他省份（如廣東、浙江）：主要通過綠證試點間接支持；海南、貴州等提及綠電概念，預計逐步跟進。

上述實踐表明，隨著國家政策出臺，各地因地制宜推進綠電直連：東部沿海聚焦產業鏈出口降碳需求，中西部資源區著力本地消納和產業轉型。截止2025年中，已有10個左右省市出臺了支持綠電直連的文件或舉措。

通過國家頂層設計和地方創新實踐的結合，中國的綠電直連政策體系正加速完善，為企業獲取可追溯清潔電力、提升國際競爭力提供了制度保障。

國內典型綠電直連項目案例分析

政策引導下，一批國內綠電直連示范項目相繼落地。這些項目涵蓋園區綜合能源、跨省直供和制造業用能等多種類型，展現了綠電直連模式的多樣實踐。以下選取三個具有代表性的案例進行分析。

山東東營零碳產業園 – 100%綠電直連示范

山東省東營市墾利區近日開建全國首個100%綠電直連的“零碳產業園”。該園區規劃總投資超百億元，包括40GWh鋰電池綠色智造基地及上下游材料、儲能應用等項目。園區最大的亮點是實現高比例可再生能源直接供電：風力發電和光伏發電不經公共電網，而是通過專用線路“點對點”送入工廠，用能在園區內部消納，形成發電-配網-用電-儲能全閉環自足系統。園區采用風光互補+智能構網技術，配套建設儲能設施，對間歇性的風電、光伏進行智能平滑調節，可滿足企業全年8000小時以上的用電需求。這意味著園區幾乎全年不間斷以清潔電力運行，其能源自給率和供電可靠性達到前所未有的水平。

作為傳統“油城”，東營推動該零碳園區建設寄望于為重工業城市綠色轉型樹立標桿。項目依托東營墾利區豐富的風能、太陽能資源（渤海灣風大、黃河口光照充足），由動力電池龍頭寧德時代提供技術支持，雙方創新提出“園區內100%直供綠電”的解決方案。寧德時代的先進儲能技術將不穩定的風光電力“削峰填谷”，保障生產用電穩定。園區全面投產后，將實現清潔能源自給自足，每年預計減碳效應顯著。據報道，該模式將使園區內每度電的碳排放趨近于零，通過物理專線直供確保產品碳足跡清晰可證。這對日益苛刻的國際碳邊境調節機制（CBAM）是一劑良方，可大幅增強園區企業的綠色競爭力。

收益分析：一方面，企業電力成本有望下降。直供模式下，風光電站規模根據園區負荷定制，長期鎖定電價且免除了部分輸配電環節費用，降低用電成本。另一方面，碳減排收益巨大：園區全部用電實現零碳，將有效降低產品生命周期碳足跡，為鋰電池等產品打開國際市場提供硬支撐。東營零碳園區作為全國首個離網型綠電直連園區，其成功經驗將為各地“園區綠電直連”提供示范，引領更多零碳產業園加速涌現。

內蒙古-寧夏3GW項目 – 跨省區綠電直連新路徑

2025年7月，內蒙古自治區能源局宣布，全國首個跨省區綠電直連項目獲批實施。該項目由國家電投集團鋁業公司主導，新能源場址位于內蒙古阿拉善盟荒漠地區，規劃建設300萬千瓦（3GW）的風電、光伏發電基地。項目將通過一條新建跨省專用輸電線路直接接入寧夏境內的寧東鋁業和青銅峽鋁業兩大電解鋁廠，實現內蒙古新能源對寧夏鋁產業的點對點供電。這標志著我國清潔能源就地發電、跨區直供高載能產業的全新實踐。

背景來看，寧夏是我國西北重要的鋁生產基地，電解鋁屬高耗電行業，傳統上依賴火電供應。而阿拉善盟地廣人稀、光熱資源豐沛，卻因距離負荷中心遠、并網消納有限，長期存在新能源消納難題。該項目通過省際合作，將內蒙古富余的風光電力直接輸送給寧夏鋁廠，堪稱“雙贏”：既降低鋁產品碳排放、助力寧夏鋁業降碳增效，又提升內蒙古新能源就地利用率，緩解棄風棄光。兩地能源主管部門合作推動下，此項目快速獲批，成為深化周邊省區能源合作的新起點。

項目模式：3GW新能源基地將配套建設數百公里的輸電專線，直連兩個鋁廠的用電母線。在技術上，這可能采用中高壓直流或交流專線輸電，以減少遠距離損耗和并網沖擊。由于鋁廠負荷穩定且基本恒定滿負荷運行，可與風光發電輸出互補平衡。據悉，電力供應采取“自發自用+少量上網”模式，鋁廠優先消納基地電力，若有富余再由當地電網接收調劑。此舉相當于為鋁產業打造一個“專屬綠電電源”，預期可滿足兩家鋁廠的大部分用電，每年提供數十億度清潔電能，減少煤炭消耗和CO?排放數百萬噸。

效益與意義：對鋁企而言，直供綠電可顯著降低其產品的碳足跡，在碳定價和綠色貿易中搶占先機。以歐洲CBAM為例，鋁是首批納入行業，未來出口鋁產品隱含碳將受稅。通過綠電直連，寧夏鋁業的產品碳排放強度將大幅優于國內平均水平，為其進入國際高端市場提供競爭力。對內蒙古而言，該合作開辟了新能源外送新模式，相較傳統跨省輸電，直接服務負荷企業避免了電網調度的層層環節，交易更簡捷、收益鎖定明確。作為全國首例跨省直供項目，其成功將為更多區域間清潔能源直供樹立標桿。例如風電大省與沿海工業省的直供合作，有望在更大范圍復制推廣。

江蘇常州寧德時代項目 – 出口型制造業綠電直連

江蘇常州金壇區的寧德時代動力電池基地是國內最早實現綠電直連的制造業項目之一。該項目屬于江蘇首批直供試點名單，由常州時代新能源科技有限公司（寧德時代子公司）牽頭實施。

項目背景：2024年歐盟發布《電池碳足跡規則》，規定在歐盟銷售的動力電池需報告碳足跡且不得通過購綠證或普通PPA抵消電力排放。這意味著中國電池企業若仍使用高碳電力生產，將在歐洲市場遭遇巨大門檻。常州寧德時代基地作為出口歐盟的重要產能，迫切需要物理溯源的綠電供應來降低產品碳足跡。

直供模式：常州項目由省電力公司統一規劃，新建一條35千伏專用線路連接金壇園區與附近某大型光伏電站（和部分風電場）。線路產權歸屬由用電企業和電源企業協商，寧德時代亦可能通過參股或簽長期合同鎖定電站電量。直供專線將綠電輸送至廠區配電系統，由數字平臺記錄直供電量和來源，獲取權威綠證證明。在直供框架下，寧德時代基地實現了約定容量內用電100%來自清潔電源：當可再生出力充足時，工廠全額使用直供電；缺口則由儲能和公共電網補充，但全年綠電占比須達規定閾值（≥30%，逐步提高）。

據江蘇方案設計，該基地60%以上耗電可通過直供清潔能源滿足，遠超國家導則要求。園區還配置了一座大型電池儲能電站作為緩沖，當光伏出力波動或驟減時，儲能及時平抑，確保生產線不斷電、設備不受電壓波動影響。

經濟與碳效益：綠電直連為寧德時代帶來多重收益。一是鎖定電價、降低成本：通過與發電方簽署多年期直供PPA，企業可以略低于市場電價采購綠電，享受8%–12%的電費成本下降，這在歐洲已有驗證。盡管仍需繳納過網費和政府基金，但江蘇對參與試點的新能源電站和企業給予了一定政策支持，如電價補貼或稅費減免，彌補直供初期成本。二是出口競爭力提升：直供模式下電池產品碳足跡大幅下降。根據估算，電力環節占動力電池全生命周期碳排放的約70%。若改用100%可再生電力，中國電池碳排放有望比原先降低60%以上。這直接關系到歐盟未來電池等級認證和市場準入，是企業打開綠色出口通路的關鍵。江蘇官方也將這一項目作為服務國家戰略和企業國際化的重要舉措，“一企一策”制定方案助力寧德時代降碳。

常州寧德時代項目證明，制造業園區完全可以通過綠電直連滿足高比例清潔用電，并以此為鋰電等產品貼上“零碳制造”的標簽。項目成功落地依賴政府、電網企業、發電企業和用電企業四方協同：政府提供規劃和部分補貼支持，電網企業負責工程實施和技術把關（確保不影響主網安全），發電企業獲得穩定售電合同，用電企業實現降本減排目標。

值得關注的是，直供條件下企業雖減少了公共電網購電量，但仍承擔備用容量成本等費用。常州園區通過省級專項補貼和創新電價機制消化了基礎設施投入成本，避免單位電價明顯上升，這提示今后推廣直供，需要完善容量費用分攤機制，平衡好直供方與電網公司的利益。總體而言，常州寧德時代案例為國內出口型制造業探索出一條降碳新路徑，其他高耗能出口行業（如光伏制造、化工材料等）亦可借鑒采用“自建或共建新能源+專線直供”模式，滿足國際低碳認證要求。

綠電直連成本投入與綠色收入

綠電直連收益分析

2025年綠電直連項目的收益分析主要包括經濟收益（如電價降低、綠證收入）和綠色價值（如碳減排、出口競爭力）。收益基于政策要求（如自發自用不低于60%、用電占比不低于30%），以及碳排放因子對比（光伏29.92gCO2/kWh vs 電網620.5gCO2/kWh）。

數據來源于行業報告和政策解讀，估算以500MW項目為例，強調潛在“綠色價值”驅動產業升級，但收益不確定性高。

全球綠電直連對標案例分析

在全球范圍，隨著可再生能源成本下降和企業減碳訴求上升，各國紛紛探索綠電直接交易機制。以下選取幾個典型的國際案例，與我國模式進行對比分析。

越南：DPPA試點開啟綠電直購

越南近年來積極推進可再生能源市場化。2024年7月，越南正式頒布第80號法令，啟動“直接購電協議（DPPA）”試點政策。DPPA允許大型電力用戶繞過國營電力公司EVN，直接與可再生能源發電商簽訂購電協議。模式上包括兩種。

現場直供（On-site DPPA）：發電商與用戶通過一條私有輸電線直接相連供電，按商定電價結算。這種模式要求電源與用戶地理相對接近，發電商需自行投資建設和運營專用線路，且線路不由EVN持有。越南允許這類私線存在，富余電力仍可上網賣給EVN，相當于對電網壟斷的有限放開。目前政府尚未明確私線輸電費標準和許可細節，但電價由雙方自由議定，合同需備案監管。

離場直購（Virtual PPA）：用戶與遠程可再生能源項目簽訂金融PPA，通過電網輸電但以協議價格結算電量差價。此模式類似國際上的虛擬PPA，企業獲得綠證或等價憑證來宣稱可再生能源使用。越南DPPA也納入了該選項，為無法就近直連的用戶提供綠電采購途徑。

越南DPPA試點容量初步設定為1000MW左右，目標是吸引約20家大型外資企業參與。調查顯示，越南有多個再生能源項目（總計1773MW）希望通過DPPA引入企業買家。政府此舉意在滿足在越制造業外企的RE100承諾需求，提升投資環境的綠色競爭力，特別是電子、紡織等出口型行業，對清潔電力有強烈訴求。DPPA的推出為這些企業直接采購綠電打開通路，在東南亞樹立了支持企業綠電消費的標桿。可以預見，隨著試點推進，越南將制定完善配套規則（如私線許可、過網費、結算機制等），DPPA有望從試點走向常規，為該國可再生能源發展注入市場活力。

印度：開放接入與塔塔直供實踐

印度擁有全球增長最快的可再生能源市場之一，也發展出獨特的“開放接入”（Open Access）直購電機制。印度電力市場部分開放，大型工商業用戶（一般需月用電量超過一定閾值，如20萬度，電壓22kV以上）可以申請開放接入，從而直接向獨立發電商購電。用戶仍使用公共電網輸電，但可以繞開本地配售電公司，以雙邊合同獲取更優惠的可再生電力。開放接入需支付基本的輸配電使用費和過網費，有時還包括對配電公司的交叉補貼費用，以彌補其損失。

印度中央和各邦政府鼓勵開放接入用于可再生能源直供。例如，一些邦對通過開放接入購綠電減免了可再生購電附加費或提供優惠輸電費率，提升直購吸引力。這使得眾多印度企業參與其中，包括大型財團塔塔集團。塔塔集團作為印度最大的綜合企業之一，在能源領域布局廣泛。其旗下塔塔電力公司不僅開發可再生能源項目，還積極通過開放接入為關聯企業乃至其他工業客戶供電。例如，塔塔電力可再生能源公司近期簽署了一個510MW風光混合項目，通過開放接入向德里地區提供清潔電力。塔塔鋼鐵等制造企業也通過自建可再生能源電站并開放接入，將綠電用于自身工廠，降低對煤電的依賴。這種集團內部直供模式類似“自備電廠+專線”思路，實現能源垂直整合和成本控制。

然而，隨著綠電滲透提高，印度監管方開始審視開放接入對公共電網的影響。近期印度已要求對開放接入購電征收交叉補貼附加費，以平衡電網收益、防止優質用戶大量出走。即便如此，開放接入依然是印度企業獲取廉價綠電的重要途徑。

結合政策激勵（如豁免部分收費至2025年）和綠色能源走廊項目的推進，印度的直購綠電規模穩步上升。塔塔等領軍企業的實踐表明：在有政策支持的市場框架下，民營企業可以通過直供綠電實現降本增效和履行可持續承諾。印度案例也提醒我們，直供模式下仍需統籌好電網固定成本分攤，既鼓勵企業購綠，又確保電力系統整體的可持續運營。

科技巨頭：Google和Microsoft的風光PPA

美國等西方國家雖然電力市場模式不同，但大型跨國科技公司通過長期購電協議（PPA）實現“準直供”綠電的案例非常豐富。Google、Microsoft等公司沒有自建專線拉電，但通過與風電場、光伏電站簽署合同，購買與其用電量相當的可再生能源發電，實現間接的電力直供和碳中和。

以谷歌（Google）為例，該公司自2010年代起就在全球范圍大量簽訂可再生能源PPA，是企業綠電采購的先行者。谷歌在美歐等地與眾多新能源項目合作，每年采購規模數吉瓦。2024年前兩個月，谷歌宣布新簽約了609MW的風電/光伏PPA。這些PPA確保谷歌的數據中心、電力密集型設施每消耗1度電，就有1度來自新增的清潔能源項目，從而使其運營實現100%可再生電力匹配。微軟（Microsoft）亦不遑多讓，2024年初簽署295MW綠電協議。2024年5月，微軟與Brookfield公司達成史上最大的企業清潔能源協議，約定由后者在2026-2030年間開發10.5GW風光電站專供微軟，用于滿足其AI數據中心暴增的用電需求。這筆協議價值逾100億美元，使微軟一舉成為僅次于亞馬遜的全球第二大企業購電方。截至2022年底，微軟已在全球16國簽署累計13.5GW的清潔能源合同。

科技巨頭PPA模式的機制是：企業與發電商簽訂長約，項目按協議發電上網，企業通過電網獲得等量電力并支付合同電價。若在同一電力市場，常采用“實體PPA”（Sleeved PPA），即電力實物交割由公用電網輸送，但由第三方（電網公司）撮合，將綠色電量“套管”輸送給企業。在隔區市場，則多用“虛擬PPA”，企業支付約定電價給發電商，發電商在現貨市場結算電費，雙方通過差價合約實現財務結算，配套轉移綠證屬性。無論形式，企業都獲得了與特定可再生項目綁定的綠電使用權，可對外宣稱減少了相應的碳排放。

谷歌和微軟的經驗表明，大型用能企業可以在監管允許的框架下，通過市場化合約推動新增可再生能源投資，實現環境和經濟效益雙贏。例如，谷歌在比利時與Engie簽署協議，新建5座風電場共118MW專供其數據中心。微軟在愛爾蘭、瑞典等地采購風電滿足當地云計算中心需求，并投資儲能提升供應可靠性。這些舉措使得一些谷歌數據中心所在電網區域，無碳能源比例達90%以上。總體上，2023年全球企業PPA總量達創紀錄的46GW，比上一年增長12%，已連續7年增長。科技巨頭功不可沒，引領了私人部門購買清潔能源的潮流。

德國：綠色鋼鐵直供的成功范例

德國作為制造業強國和能源轉型先鋒，在工業直供綠電方面積累了寶貴經驗。2019年歐盟頒布相關法令后，德國開始推廣風電直供鋼鐵的試點項目。兩個典型案例是：本特勒鋼廠直供和蒂森克虜伯（ThyssenKrupp）鋼廠直供，分別代表了歐盟法律框架下“封閉配電網”和“自用電裝置”兩種直供模式。

本特勒案例：本特勒鋼管公司在德國建有封閉工業園，其工廠通過專有輸電線路直接對接附近的風電場。該專線構成一個封閉配電網絡，供電范圍僅限園區，不向社會公眾供電，因而根據德國《能源法》享受監管豁免。項目與風電場簽訂長期鎖價合同，風電經專線輸送滿足工廠相當比例用電。由于電網使用費豁免，本特勒直供電價較公用電網大幅降低，預計購電成本鎖定在可預測的低水平。據統計，德國工業電價中約37%是電網費。直供模式使企業節省這部分開支，實現降本減排雙贏。

蒂森克虜伯案例：蒂森克虜伯作為德國鋼鐵巨頭，在其杜伊斯堡鋼廠實施了風電直供試點。項目以自用電裝置方式獲批：風電場和鋼廠之間鋪設一條專線，風電優先供廠內電弧爐等設備，缺口電量由公共電網補充。該項目4個月即完成線路建設，并與沿線近百位地主快速達成用地協議，推進順利。創新之處在于解決配電網擁塞的方法：當局部時段風電過剩，項目通過公共配電網將富余電力輸送至附近另一座同集團鋼廠消納。這樣實現了區域內風電就地利用和負荷匹配，避免上級電網進行再調度，提升了本地綠電利用率。蒂森克虜伯案例驗證了大型工業可以通過直供專線獲取穩定低碳電力，并在集團內部調劑，實現靈活消納。

德國上述案例能夠落地，得益于完善的法律支撐。歐盟《電力市場指令》和《電池與廢電池法》已明確用戶擁有點對點購電權利和PPA保障機制。德國在電力法中引入“封閉配電網”和“自備線路供電”概念，對于符合條件的直供項目免除信息披露義務和部分電費附加，降低了法規門檻。同時要求直供專線產權歸屬發電方或用電方（或其合資），禁止第三方電網公司持有，禁止確保線路的獨立封閉屬性。這些制度創新，為企業投資私有輸電線掃清了障礙，也使綠電直連模式具有明確法律地位和成本優勢。

目前，德國正逐步放寬直供限制，比如允許容量不超過1MW的小型新能源裝置通過市場溢價機制直接與工業用戶簽約，降低接入門檻。但總體而言，德國直供模式仍受到地理和審批因素制約，可用于直供的項目資源相對有限。即便如此，本特勒和蒂森克虜伯的成功表明：直供綠電可幫助傳統工業大幅降低碳排放和電力成本，是工業深度脫碳的重要途徑之一。德國鋼鐵行業也在配合氫冶金等技術，利用直供的可再生電力制氫生產“綠色鋼”，形成從電到鐵的全鏈低碳模式。這與我國寶武等推進的綠色煉鋼探索異曲同工，為高耗能產業轉型提供了生動范本。

澳大利亞：Rio Tinto礦業可再生直供

澳大利亞資源行業也在嘗試遠離化石能源，通過可再生直供降本減排。采礦和礦物冶煉通常地處偏遠、缺乏穩定電網覆蓋，缺乏過去多依賴柴油發電，成本高且碳排放大。礦業巨頭力拓公司（Rio Tinto）近年來陸續投資可再生能源，為旗下礦山和冶煉廠供電。

在西澳皮爾巴拉（Pilbara）鐵礦區，力拓建設了首個礦區光伏電站+儲能微電網項目，裝機約34MW太陽能和45MWh電池，用于Gudai-Darri鐵礦供電。白天太陽能滿足礦場的相當部分用電，削減了柴油機組運轉時間，每年可減少數百萬升柴油消耗和上萬噸碳排放。儲能系統保證連續供電，夜間和陰天則仍保留柴油機備份。這個項目展示了“離網礦山”的綠電直連可行性，不僅降低運營成本，也提高了能源供應的可靠性。

在昆士蘭州Gladstone的鋁冶煉廠，力拓2023年簽署了一項大規模光伏+電池購電協議，將購買當地建造的800MW太陽能場和一個大容量儲能來為Gladstone鋁廠供電。預計該協議能滿足鋁廠約1/3電力需求，顯著降低其對燃煤電力的依賴。這實際上是通過PPA實現的“準直供”，力拓獲得項目大部分出力的使用權，為鋁冶煉提供低碳電力保障。

此外，力拓在澳洲北領地的Gove半島計劃建設兩個5.25MW的太陽能農場，為當地鋁土礦和精煉設施供電；在昆士蘭Weipa鋁礦區也部署了5.7MW光伏電站，供礦場和社區用電。這些項目大都采用就地建站、專線接駁的方式，形成小型獨立微網，將可再生能源直接融入礦區能源供應。

澳洲礦業直供案例的驅動力主要是經濟性和ESG要求。偏遠礦區柴油發電成本昂貴且供應鏈脆弱，光伏+儲能一旦建成可提供更廉價穩定的電源。同時礦業公司面臨股東和客戶日益關注其碳足跡，直供綠電有助于實現減排承諾和提升品牌形象。澳洲政府也支持礦業減碳，提供了一定政策激勵和融資便利。Rio Tinto計劃到2030年在皮爾巴拉部署1GW可再生電力，大幅減少礦區排放。可以預見，未來澳洲的鋰、鋰礦場也將仿效，通過與新能源開發商合作，在現場建設風電、光伏點對點供電設施，以降低對化石燃料的依賴。

綜上，全球從新興市場到發達國家，從科技業到傳統工業和資源業，各類主體都在探索適合自身的綠電直連或直購模式。其共同點是：直供模式滿足了用戶對清潔電力的需求，提高了供能自主性和經濟性，同時也推動了可再生能源新增投資。不同國家根據體制差異，采取了私有線路、開放接入、PPA等不同形式，但目標一致——實現發電側和用電側的綠色連接、共贏發展。

國內外綠電直連模式對比分析

通過上述案例梳理，可以看出我國綠電直連政策與國際實踐既有共性，也存在明顯差異。下面從機制、成本、適用行業、政策支持等方面進行對比分析，并以表格形式總結中外異同。

直供機制：我國的綠電直連嚴格限定為一對一專線物理供電，并區分并網型和離網型，要求電源在用戶側并網。這種模式強調電量溯源的真實性，符合歐盟碳足跡核算對“直連電力”模型的定義。相對而言，國際上更靈活：除了物理私線外，普遍接受通過公共電網輸電但簽訂PPA的方式（如美國虛擬PPA、歐洲離現場PPA）來實現綠電消費。也就是說，我國當前聚焦于“硬直連”（Physical Direct Line），而國外大量采用“軟直連”（Contractual via Grid）的形態。但是隨著我國電力市場化推進，未來或也會引入更多PPA、綠證交易等直購形式，以服務不同場景下的企業綠電需求。

成本與收費：我國政策明確直供項目必須繳納輸配電費、備容量費等，不因直供而減免國家規費。即企業雖然建設專線但仍承擔電網固定成本，避免了對電網公司的沖擊。這一點與美國開放獲取類似，美國一些州允許大用戶直購電，但用戶仍要支付過網費和退出費等保障公用電網利益。反觀歐洲，為了鼓勵直供，德國等國對符合條件的直供項目豁免了部分電網費和附加費。這使直供電價對企業極具吸引力（德國工業電價中逾三成是網費）。印度曾一度對開放接入綠電免收附加費，近期則開始恢復征收以平衡利益。越南尚未明確私線收費標準，但考慮到EVN收益，也可能收取一定費用。總體來說，我國目前在費用政策上較為保守穩健，強調不影響電網公益財務；而一些國家采取經濟激勵策略，通過費用減免吸引企業參與直供。這反映出不同體制下對直供模式沖擊電網的考量不同：我國電網統銷體制下，更注重維護統一電網和交叉補貼體系的穩定。

適用行業與驅動因素: 我國綠電直連主要面向出口型制造業（如動力電池、光伏制造等）、高載能產業（如鋁冶煉、化工園區）以及新基建（如數據中心）等。驅動力一是國際貿易碳要求（電池、新能源車等），二是就近消納新能源（西部基地供給本地產業），可謂政策與市場雙重驅動。國外直供案例涉及更廣行業：歐美有汽車、食品、化工企業通過私線引入光伏、風電降低成本；科技公司、電信業大量通過PPA滿足可再生能源承諾；礦業、金屬冶煉則因偏遠/高耗能特點采用現場綠電直連減少柴油或煤電。總體看，國外直供多由企業主動（降費或履責）推動，而我國更多是政策引導企業參與，以服務國家碳中和和產業升級大局。與此同時，我國企業特別是外向型龍頭的綠色訴求也在增強，二者正在形成良性共振。

政策支持與法規環境：我國有中央文件統籌，地方試點先行，形成自上而下的政策推動體系。配套上，我國還將綠電直連納入零碳園區建設、數據基礎設施建設等政策體系中綜合施策。歐美則更多以法律賦權+市場機制形式推進：歐盟電力指令允許“直接線路”，成員國立法保障用戶直購權利；各國通過綠證、碳價等市場手段讓直供模式收益變現。美國無聯邦直供政策，但部分州法規友好，如德州允許私建輸電線供關聯設施用電。印度、越南屬于政策主動創新：印度開放接入早在2003年電力法就確立，近年來又針對RE采購出臺優惠；越南2024年決策層拍板DPPA試點，屬于政府頂層設計一種市場化機制。相比之下，我國650號文直接給出詳細規則，執行性強，但未來如何與電力市場銜接還需進一步探索。可以預見，我國后續也許會借鑒國際經驗，賦予直供項目更多市場靈活性，如參與綠證交易、碳市場聯動等，提升直供模式的經濟吸引力。

綠色屬性核證：直供的目的在于獲取“綠色電力”屬性，各國對此有不同追蹤手段。我國在直供項目中要求通過電力交易中心備案電量，并獲取綠色電力證書（綠證）作為消費憑證。這保證了企業所用電量的清潔屬性在全國范圍內不被重復計算。歐洲也有完備的Guarantee of Origin證書體系，企業直供所發電量可簽發GO證書給用電方。美國更是建立了多個區域綠證追蹤系統，PPA項目發的REC由企業收購注銷。因此，無論我國還是國際，均強調直供電力的環境屬性需要權威認證與公示，才能在碳核算和市場中認可。不同的是，我國目前綠電直連量尚小，綠證交易處于起步，未來如何與全國統一電力市場、可再生配額制結合，是政策完善方向之一。

表：國內與國外綠電直連模式對比

總體而言，我國綠電直連模式起步雖晚但頂層設計健全，側重穩妥可控；國外經驗則昭示了市場機制的活力和直供模式的潛力。未來我國可根據自身國情，借鑒國際最佳實踐，逐步優化直供政策，實現既確保電網安全穩定，又充分釋放綠電直連紅利的雙重目標。

通過上述措施，政府可以營造更加公平、高效、開放的直供發展環境，在保障電網安全的同時最大化激發市場活力。這將加速我國工業、園區的低碳轉型進程，助力實現2030碳達峰、2060碳中和的宏偉目標。