綠電直連政策落地的四個難題
來源：電聯新媒 時間：2025-07-14 13:40
在推進“雙碳”目標的大背景下，我國新能源產業蓬勃發展。據國家能源局數據，截至2025年4月底，我國累計發電裝機容量34.9億千瓦，同比增長15.9%，風電和太陽能發電總裝機容量約為15.3億千瓦，其中風電裝機約5.4億千瓦，同比增長18.2%；太陽能發電裝機約9.9億千瓦，同比增長47.7%。
然而，新能源消納問題日益凸顯，尤其在西北、華北等新能源富集地區，電網承載壓力劇增，棄風棄光現象時有發生。與此同時，歐盟碳邊境調整機制（CBAM）等國際規則的出臺，對我國出口型企業的碳排放提出嚴格要求，企業面臨巨大的碳足跡挑戰。在此背景下，5月21日，國家發改委、國家能源局印發《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）（以下簡稱“650號文”），首次明確賦予綠電直連項目平等的市場地位，成為破解能源轉型困境的關鍵舉措。
政策核心邏輯：以負荷側為樞紐整合資源
“增量+存量”全場景覆蓋，打破范圍壁壘
在負荷側，650號文所涉范圍不僅覆蓋增量負荷，還將部分符合要求的存量負荷納入其中。這意味著，一些原本因負荷性質限制而無法參與電力市場的企業，現在有了新的選擇，能夠通過綠電直連實現能源結構的優化和綠色轉型。
在電源側，在我國部分地區存在新能源裝機容量大，但由于電網消納能力不足，導致新能源發電無法有效并網輸送的問題。650號文為這些受限的新能源項目開辟了一條新的出路，使其能夠通過綠電直連用戶的方式實現綠電的就地消納。
模式創新、流程簡化
綠電直連項目原則上由負荷側作為主責單位，創新了項目投資模式、擴寬了投資主體范圍，包括民營企業在內的各類經營主體（不含電網企業）均可投資綠電直連項目。項目電源可由負荷側投資，也可由發電企業或雙方成立的合資公司投資，直連專線原則上應由負荷、電源側主體投資。但650號文做出了重大創新性突破，項目中新能源發電項目豁免電力業務許可，突破“供電即要取證”的規定束縛，簡化了開發流程，使項目得以快速推進實施。
“離網+并網”市場主體權利得到保障
各類市場主體均應享有公平參與市場的權利與機會，但在以往的電力市場中，余電倒送限制使得項目主體在電力生產過程中，無法將多余的電量及時輸送到電網中獲取收益，限制了其經濟效益的提升，降低其競爭力。650號文明確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，通過市場交易確定余電上網價格，避免了電力資源的浪費，保障了其在電力市場中的平等參與和公平競爭。
實施挑戰：從政策到落地的差距
投資成本高額，收益回收難度大
政策實施涉及的高額投資成本需重點考量，主要體現在以下三個方面：
一是項目整體投資規模顯著擴大。項目主責單位需承擔電源建設、直連專線及儲能設施等多環節投入。直連專線原則上由經營主體（不含電網企業）主導投資，初始資金壓力大。新能源電站建設成本疊加儲能配套及繼電保護、通信等二次系統強制要求，進一步推高了總投資。
二是專用直連線路敷設成本高昂且程序復雜。政策要求建設電源與用戶間的專用線路，其投資遠超普通配網。線路建設須納入省級能源電力與國土空間規劃，跨區域協調及審批會增加項目非技術成本。技術層面需嚴格控制線路交叉跨越并采取高規格安全措施，220（330）千伏以上電壓等級接入更需專項安全評估，增加設計與合規支出。線路產權歸屬負荷方或電源方，企業需承擔全生命周期運維責任，長期維護成本不可忽視。
三是儲能配置形成隱性強制要求。政策雖未明確儲能比例，但通過設定項目整體新能源年自發自用電量占總可用發電量的比例應不低于60%，2025年占總用電量的比例不低于30%，并不斷提高自發自用比例，2030年前不低于35%，以及禁止反送電及交換功率峰谷差率限制等條款，實質要求項目自身具備靈活調節能力。負荷波動較大的企業為滿足源荷匹配指標，不得不配置儲能。而在短期內儲能投資經濟性較低，進一步加大了成本壓力。
用戶投資意愿不足
項目仍需承擔與普通工商業用戶相同的系統運行費用、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用。用戶綠電直連項目相比普通用戶需額外承擔建設成本和運營成本，且綠電溢價市場尚未完全建立，綠證價格波動大，導致電價并無顯著的成本優勢，預計用戶投資意愿不足。
交易機制復雜，交易風險高
根據650號文政策要求，綠電直連項目應作為整體參與電力市場交易；若電源側和負荷側非同一投資主體，也可分別注冊，以聚合形式參與市場交易，且不得由電網企業代理購電。以山西省為例，以聚合形式參與交易的主體，參照山西省現行“源荷一體化”交易規則，電源側與負荷側需簽訂中長期合約，并同步參與現貨市場報價與出清。雙方簽訂的中長期合約電價以現貨市場電價為參照，合約電價或高或低均將影響負荷側或電源側收益；若簽約電價與市場電價同步，綠電直連項目并無額外優勢。此外，受新能源發電不確定性及用戶生產變化影響，以整體或聚合方式參與市場的項目，當電源側發電量無法覆蓋負荷側用電量時，需從現貨市場高價購電。同時，綠電直連項目主體還需獨立承擔偏差考核費用，導致其用電成本相較普通工商業用戶上升，收益降低。在新能源大發時滿足650號文要求的自發自用比例，配比高負荷，項目將面臨較高的電力現貨市場交易風險。此外，若電源側與負荷側分屬不同主體，雙方還需簽訂多年期購售電協議或合同能源管理協議，鑒于電力現貨市場價格波動性強，此類長期協議面臨較大交易風險。
碳足跡國際認證存在缺口
2024年5月，歐盟公布電池碳足跡計算規則征求意見稿，僅認可綠電自發自用和綠電直連，其他情形采用全國電力平均碳足跡因子測算（電力碳足跡因子是指從原材料生產到用戶用電的全生命周期碳排放，包括直接碳排放、間接碳排放等）。雖然綠電直連保證綠電物理溯源，但由于目前我國尚未建立風、光新能源全生命周期碳排放數據庫，導致無法滿足法案要求的申報產品全生命周期碳排放的要求，仍會影響出口企業碳排放測算。需要相關部門加快建立完善的碳排放數據庫，為出口企業應對國際碳市場提供數據支持。
結語
綠電直連政策作為我國能源轉型的重要創新舉措，標志著我國能源體系正從“集中式供給”向“分布式協同”轉型。在新型電力系統建設中，通過“增量+存量”全場景覆蓋、模式創新、流程簡化、“離網+并網”保障收益，突破配電業務范圍壁壘、重構商業模式、激活市場活力，化解政策博弈與權利不均等深層矛盾，構建“需求導向-市場驅動-制度護航”的新型配電方式，為新能源規模化應用和用戶側資源聚合開辟新的制度路徑。盡管在實施過程中面臨諸多挑戰，但隨著政策的不斷完善和市場機制的逐步成熟，綠電直連將重塑我國能源生態，推動電網企業、發電企業和負荷側用戶角色的深刻轉變，構建以新能源為主體、源網荷儲深度協同的新型能源體系，為我國實現“雙碳”目標奠定堅實基礎。（張東辰）
責任編輯：于彤彤
