5月底，國家發展改革委、國家能源局聯合發布《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》（以下簡稱“650號文”），綠電直連政策靴子終于落地。文件首次明確允許光伏、風電等綠色電源項目通過專線直接輸送給特定用戶，打破了傳統電力系統“源—網—荷”架構，可謂“一線飛架源荷，天塹變通途”。作為頂層設計文件，政策對概念界定、投資主體、安全責任、反送電等作了明確規定，引發社會各界高度關注。結合近期社會各界討論情況，筆者認為從頂層設計到落地實施，還有部分問題需要各地能源主管部門進一步細化。

促消納和破壁壘的雙重需要

促消納方面，綠電直連為新能源就地就近消納提供了新模式。近年來我國新能源快速發展，傳統依賴大電網的新能源消納模式已難以完全適應當前風光高比例接入電力系統的需求。2024年我國新能源裝機規模達到12.5億千瓦，提前6年兌現了承諾的目標。今年2月，全國新能源裝機總量達14.6億千瓦，首次超過火電裝機（14.5億千瓦），占比達42.8%。然而，我國只有省級電力調度中心負責平衡，全部消納壓力由電網企業承擔，壓力巨大。全國新能源消納監測預警中心數據顯示，2025年3月，全國風電、光伏利用率分別為92.8%、93.6%，同比分別下降3.5、2.8個百分點。我國西北、華北部分省份風光裝機占比已超過50%，開始突破傳統電網承載極限，棄電問題日益突出。因此，需發展源網荷儲一體化、智能微電網以及綠電直連等低層級新能源就地消納新模式，減輕大電網壓力。

破壁壘方面，綠電直連更好滿足了外向型企業綠色用能需求。近年來，歐盟制定的國際出口貿易規則逐步收緊：2023年5月，歐盟公布碳邊界調整機制，明確在電力間接碳排放核算中，直連電力和購電協議（PPA）購買電力可采用實際排放因子核算；2024年4月，歐盟新電池法案配套的動力電池碳足跡核算細則草案征求意見稿規定，只認可直連電力和國家平均電力消費組合兩種電力碳足跡核算方式，不再認可PPA。歐盟綠色新政正從“綠電、綠證均認可”過渡到“只認綠電”，再到“只認可綠電直連”，要求持續趨嚴。傳統綠電采購模式因電網混輸特性，往往難以提供精準的綠電溯源證明，導致企業在國際碳核算中陷入被動。綠電直連模式的推廣，為這一困局提供了破題之鑰。

國內政策及實踐的有益探索

綠電直連政策出臺之前，我國已有多個文件提及“綠電直連”?！笆奈濉币詠?，我國為促進新能源就地就近消納，陸續出臺政策支持新能源直供電，探索新能源電力專線供電、自備電站、依托增量配電網的新能源直供電、綠電聚合供應等模式，鼓勵在工業企業、工業園區、數據中心等周邊地區開展試點。早在2021年，國家能源局聯合農業農村部、國家鄉村振興局印發的《加快農村能源轉型發展助力鄉村振興的實施意見》中就提出“創新發展新能源直供電”；2024年國家發展改革委等印發的《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展綠電直供、源網荷儲一體化項目”；國家能源局《關于支持電力領域新型經營主體創新發展的指導意見》提出“探索建立通過新能源直連增加企業綠電供給的機制”。

地方層面，部分省份出臺了支持政策，且要求存在差異。新疆、內蒙古、寧夏、青海、甘肅、山西、山東、河北、安徽、浙江、吉林等?。▍^）均出臺政策，支持探索新能源直供電、源網荷儲一體化項目建設等方式實現綠電直連。在源荷儲配置方面，多數省份要求按照15%及以上、2—4小時（時長）配置儲能；山西要求新能源容量不低于用電負荷的1.05倍；寧夏要求不超過新增負荷和儲能規模之和；新疆要求為新增負荷的1.5倍。地方政策大體在按照“以荷定源”的思路確定項目的新能源規模，要求項目具有一定自平衡、自調節和自消納能力。在價格機制方面，新疆、山東、甘肅、寧夏規定自發自用電量收取政策性交叉補貼、系統備用費和政府性基金及附加；內蒙古規定自發自用電量暫不征收系統備用費和政策性交叉補貼；新疆按燃煤自備電廠有關標準的50%收取系統備用費。在項目探索方面，新疆庫車綠氫示范項目等已經投運，甘肅酒鋼等10余個項目正在建設。

總體來看，在用戶綠色用能和降低用電成本等需求驅動下，綠電直連已經從概念走向落地。各地的探索實踐也暴露了綠電直連落地的若干關鍵問題，推動了綠電直連政策的出臺。

國外并未形成統一共識和運營標準

長期以來，國外并未明確禁止“直連”，但也未對“直連”進行明確規定。美國、歐盟成員國等允許用電企業與發電商直接簽訂合同，在附近興建風能、太陽能或其他清潔能源發電項目，并通過專用線路將電力輸送到企業。發電商與用戶簽訂PPA進行“專線”交易。相比虛擬PPA的高度靈活性，物理PPA則受到多種約束，并不流行。

近年來，歐盟部分成員國陸續研究出臺直連線路相關政策。

一是普遍要求直連線路的建設審批必須經過該國系統運營商的批準，在緊急情況下，系統運營商有權接管。如捷克、丹麥、波蘭、愛沙尼亞、立陶宛等國，直連線路建設均需得到能源部門及系統運營商的批準；捷克、波蘭等國明確，緊急情況下系統運營商有權接管并使用直連線路保障系統安全。

二是明確直連線路模式以中小型用戶為主。如波蘭規定，超過2兆瓦的主體必須與輸電網相連接，不允許以直連模式運營；愛沙尼亞允許離網的中小型用戶建立直連模式，但用戶與電源距離在6千米以內。

三是對直連線路的所有權及供電用戶數量進行嚴格限制，避免直連線路替代公共電網。例如，丹麥的直連線路項目審批增設了公共電網特征評估、接入電壓等級核定、直連用戶規模限定等多項條款，明確直連線路的所有權僅屬于發電方或用電方，單一發電方的供電用戶上限為4家。

總體來看，歐盟對綠電直連基本停留在政策法規層面，相關技術性規定較為模糊，歐盟內部成員國尚未形成統一規范的運營標準，也未得到廣泛認可。歐洲能源證書發行協會等權威機構對于新電池法案提出異議，認為“只認綠電直連，否認綠電綠證交易過于簡單粗暴”。

綠電直連落地仍需關注4個重點問題

首先，綠電直連項目的經濟性需要因地制宜論證。理論上，電力系統本身就是最大的“源網荷儲”系統，“綠電直連”形成的小系統在可靠性相同的前提下，經濟性必然低于大系統；用戶承擔建設、運維等成本后，其經濟性將進一步降低。近期，社會各界也開展了綠電直連項目經濟性的大討論，不同機構的測算結果差異顯著：有的機構測算項目的度電經濟性高達0.1—0.2元，有的機構則認為在公平承擔輸配電費、系統運行費用、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用后，項目并不具備經濟性。究其原因，是不同省份能源資源稟賦，以及不同項目的負荷水平、土地資源等差異極大。例如，新疆庫車綠氫示范項目繳納各類費用后，仍比公共電網電價便宜0.1元/千瓦時以上，甘肅酒鋼項目繳納各類費用后與公共電網供電成本相比并無優勢。因此不同省份，甚至同一省份的不同項目，應充分做好經濟性論證。

其次，部分問題仍需各地出臺實施細則進一步明確。合理繳納相關費用方面，政策明確“繳納輸配電費、系統運行費用、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用”，但各類費用收取標準并未明確，哪些費用按照負荷電量收取、哪些按照下網電量收取、輔助服務費用分攤標準等，需要進一步明確計算方式。在綠電直連參與市場方面，政策規定“現貨市場連續運行地區可采取整體自發自用為主、余電上網為輔的模式”，若直連項目報量報價參與現貨市場，其反送曲線由市場出清決定，這與“調度機構應按照項目自主安排的發用電曲線下達調度計劃”存在沖突。此外，就近就地消納距離、上網電量比例、退出機制、存量電源是否可轉為直連項目等，仍需各地結合實際進一步明確。

再次，綠電直連政策需與輸配電價改革、電力市場化改革等協同推進。現行的輸配電價中，容量電費偏低，大部分電網成本需通過與電量相關的電量電費回收；綠電直連模式“大接網容量、小下網電量”的特點，導致主要隨同售電量征收的電網輸配電費用無法充分回收。差額成本在下一核價周期轉嫁給未開展綠電直連的用戶，這會導致非直連用戶終端電價上漲，進一步逼迫用戶開展綠電直連，形成“死亡螺旋”。因此，需要統籌優化兩部制輸配電價體系，逐步形成“容量電費回收電網除線損外的所有成本，電量電費回收電能流經電網的網損成本”的輸配電價體系。在電力市場化改革方面，需完善綠電直連市場準入機制，明確參與交易類型，優化用戶側峰谷價格等，以市場機制促進直連項目優化自發自用比例、配置儲能等措施降低成本，同時通過銷售上網電量、提供輔助服務等獲得額外收益。

最后，項目業主應關注項目實施過程中的風險。綠電直連涉及政府、發電企業、電網、用戶等多方利益，各方訴求各不相同。同時，綠電直連與電力市場、碳市場、消納責任權重、歐盟碳關稅等各類政策密切相關。結合增量配電改革經驗，項目業主應關注投資收益不及預期、供電可靠性差、政策不合規、購電協議履約分歧等風險，重點關注電力市場、碳市場等各類市場和歐盟碳邊境調節機制動態，及時規避由政策變動帶來的相關風險。

綠電直連是新型電力系統建設的重要一環。650號文構建了統一的制度框架，清晰界定了物理技術界面與責任劃分標準，不僅滿足了外向型企業綠色用能需求，還解決了地方與企業自發探索的規則碎片化問題。更重要的是，它推動電網企業保障用戶供電從“無限責任”向“有限責任”轉變，實現了供電可靠性與電價掛鉤，為新型電力系統多元主體接入提供了可操作的方案。未來，各方應進一步凝聚共識，形成合力，助力綠電直連落地，服務新型電力系統建設和“雙碳”目標實現。