直連破冰：綠電消納的新機遇與舊博弈
來源：電聯新媒 時間：2025-07-15 11:31
近日，國家發改委、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》（發改能源〔2025〕650號），首次從國家層面為“綠電直連”模式構建了完整的規則框架。這一政策的核心要義在于通過相對明確的物理隔離與權責重構，為新能源高效消納與碳足跡溯源認證帶來新的市場機遇。
新政的三大約束性突破
關于“綠電直連”這種模式，此前主要停留在地方試點與企業自主探索，本次新政的推出，是國家層面首次進行的統一規范。不僅與此前國家“加快經濟社會全面綠色轉型”“支持電力領域新型經營主體創新發展”“規范分布式新能源開發建設”等政策文件一脈相承，更為下一步打造綠電消費新場景，促進新能源消納與產業低碳轉型提供了有力的政策依據。具體看，本次新政主要實現了三大約束性突破：
一是明確物理溯源機制，釋放綠色溢價潛力。新政首先明確了綠電直連的電源范圍，僅為風能、太陽能、生物質能等新能源，同時明確自發自用電量比例，即“新能源年自發自用電量占總發電量的比例不低于60%，占總用電量的比例由2025年不低于30%逐年提升至2030年不低于35%”，確保供電源頭夠“綠”；其次明確了“直連”為“電源不直接接入公共電網，通過直連線路向單一用戶供電”的模式，確保“源-荷”的點對點物理連接。這種設計使每度電可追溯至具體的新能源發電機組，滿足當前版本的歐盟碳邊境調節機制（CBAM）、歐盟電池法案等國際碳壁壘對綠電溯源的要求，有效降低相關產品的出口成本。當然，受益的也不僅僅是出口型企業，對于國內高電耗的用能企業或產業園，只要源荷匹配得當，同樣可以開展直連項目，在降低用電成本的同時，滿足相關綠電消納政策要求，實現降本增效。
二是強化安全責任切割，盡可能減少對大電網帶來的安全隱患。新政按照產權分界點劃分責任范圍，要求并網型項目作為整體接入公共電網，在電源與公共電網產權分界點形成清晰的物理界面。項目主體需自主申報并網容量，超出部分由電網供電并協商費用，從制度上杜絕了“搭電網便車”的爭議。同時，新政從規劃、并網、運行等環節對綠電直連項目均提出明確要求，如并網環節的“四可”要求，與此前的“分布式新能源管理規范”要求一致，本質上是盡可能減少并網項目安全隱患的“向上傳導”。也正是因為有了安全責任相對清晰的劃分，才為綠電直連項目厘清電網相關費用的分攤、分享電力市場調節收益等奠定了理論基礎。
三是鼓勵多元主體投資，促進產業集群化發展。新政鼓勵各類經營主體投資建設綠電直連項目，尤其是支持民營資本參與投資，這也符合我國新能源產業鏈中民營資本占比較高的現實情況；同時，新政明確“直連專線原則上應由用戶、電源主體投資”，把電網企業排除到投資主體之外，這也是從源頭上避免后期可能存在的源網矛盾或售電矛盾，盡可能降低項目的“扯皮成本”。事實上，綠電直連項目的落地，也可與當前不少地方開展的零碳園區、大數據中心、氫能或新能源汽車等產業園區銜接，結合當地資源稟賦，形成獨有的產業集群優勢，既促進當地經濟發展與綠色轉型，也為我國壓力漸增的新能源消納開辟“第二戰場”。
新舊模式對比與成本分攤困局
事實上，為了促進我國綠電高效消納，尤其是分布式新能源就近消納與多元化利用，國家和地方層面已出臺了一系列政策，也催生了如綠電直連、智能微電網、源網荷儲一體化、零碳園區、虛擬電廠等不同形式的綠電利用模式，雖然各有側重，但本質特征之一都是圍繞新能源在一定范圍內的高效利用。為了達成這一目標，如何科學合理地劃分這一定范圍內源網荷儲不同主體間的責權利，并體現為有效的成本分攤和經濟激勵機制，成為各個模式能否順利推廣的關鍵。
對比各個模式的發展進程（見表1），不難發現圍繞局域新能源消納，相關政策機制從以下四個方面逐步完善：一是明確電源屬性，無論是一體化項目，還是智能微網，再到此次的綠電直連項目，逐步聚焦到以分布式新能源為主的電源供應體系；二是強調與配電網的銜接，無論是本身強調電網環節的增量配電、智能微網，還是作為新型經營主體的虛擬電廠以及此次的綠電直連項目，都強調與配網環節的銜接與調節支撐；三是嚴格限定消納范圍，原則上要求用戶與發電項目位于同一用地紅線內，這也回歸了新能源就近消納的本質；四是發用電雙方按照相關規則分攤可能涉及的輸配電費、系統運行費及政府性基金及附加等費用。其中，前三條作為物理邊界相對清晰的政策要求，現實操作中相對容易實現，但第四條因為關系各方實際利益，且涉及交叉補貼、政府性基金及附加等費用的分攤機制，既要考慮經濟效益也要考慮社會效益，疊加地區差異很難給出統一標準，因此也成為影響各類模式發展和推廣的核心堵點。
以綠電直連項目為例，這一堵點就體現在專線的投資與成本回收如何統一，動輒幾千萬元至上億元的專線投資，對于大部分投資者都會是一個不小的門檻。即便邁過去了，從成本端看，相關的輸配電費、系統運行費用、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用按照現有政策明確要交，但具體什么比例尚未明確；從收益端看，專線的運營效率，即與源荷兩端的匹配度、配儲的效果、優化自用與上網電量的比例、提供輔助服務獲取額外收益等成為專線是否能收回投資的關鍵。但很顯然，這些受新能源資源稟賦、負荷特性、儲能配置及市場條件等多重因素影響，仍具有較高的不確定性。
地方實施路徑與經驗探索
針對上述成本分攤及收益共享問題，各地都有一些實踐探索，雖然落地的試點項目并不一定都是打著“綠電直連”的旗號，技術路徑也各有側重，但本質上都在試圖解決：維系大電網公共屬性的前提下，構建權責匹配的成本分攤與收益共享機制，激勵市場化主體完成局域新能源高效消納與利用。筆者選取了新疆、江蘇、內蒙古、河南四個地方實踐案例，從投資主體、分攤機制、政府角色等維度展開分析（見表2）。
從投資主體看，可分為兩類：一類是相對獨立的單一投資主體，通常由電網企業或發電企業等央國企承擔局域電網或專線的投資建設，其優勢在于運營權責集中、供電穩定性較高，但存在初始投資大、風險集中等特點，通常適用于工業園區等用電負荷大且穩定性要求高的場景；另一類是多元投資主體模式，表現為社會資本聯合園區或村集體共同投資，其優勢在于可降低個體投資壓力，更適應分布式能源與分散負荷的匹配需求，但需建立有效的多方協調機制。具體看，新疆阿拉爾項目由發電企業主導、江蘇鹽城項目由電網企業投資建設、內蒙古奈曼旗項目采用社會資本聯合組建配售電公司的方式、河南蘭考項目依托蘭考縣村集體組織，四個地方案例均實現了運營主體權屬清晰化，這為后續明確設施運維責任、成本分攤比例及收益分配規則奠定了制度基礎。
從過網費等成本分攤機制看，新疆阿拉爾項目強調風光儲輸一體化，由南疆能源集團負責新能源電站、儲能及輸電專線的建設和維護責任，相當于把發電與輸電成本統一內化為供電成本，由投資方內部平衡，優先使用光伏發電，不足部分由公共電網補充，自發自用比例達65%，考慮新疆火電較充足且發電成本較低，使用大電網調節成本不高，最終將終端優惠電價讓利給用戶。內蒙古奈曼旗項目主打增量配售電，通過社會資本聯合組建配售電公司，民營資本按出資比例分攤配電網建設成本，同時獲得增量配電網區域內的售電收益權，與新疆項目類似，僅在電力緊缺時向大電網買電，通過供電區域內部資源優化配置，用戶可享受低于傳統供電模式近30%的到戶電價。河南蘭考項目依托農村能源革命試點工作，創新村集體組織權能，突破分布式能源售電資質限制，允許賣方無需申領電力業務許可證即可與買方進行電力交易，允許村集體的分布式能源項目通過自建或租用配電網將電力直接低價銷售給村里的用戶，降低終端電價約10%~40%。江蘇鹽城項目則依托當地電網企業主導專線建設，相當于把“專業的事留給專業的人干”，省去了發電與用戶建設專線的投資和運維成本，也保證了綠電可溯源性，但相關過網費如何結算尚未披露，與其余幾個項目主打用電經濟性作為項目優勢形成鮮明對比。
考慮上述地方實踐都發生在此次新政之前，對于綠電直連模式本身缺乏統一標準，因此在項目實際落地過程中，地方政府的引導與支持就顯得格外重要。例如，新疆自治區發改委與國網新疆電力公司共同推動“源網荷儲一體化”項目建設落地，從源頭上協調好投資主體與電網之間的關系；江蘇省發改委則通過專項政策明確專線統一規劃建設的責任；內蒙古能源局推動增量配電網改革試點，打破了社會資本的準入門檻；河南蘭考縣政府通過特別授權，突破了分布式能源售電資質的限制，允許村集體自建或租用配電網開展電力直供交易，該模式也已納入《河南省“千村示范、萬村整治”工程2025年實施方案》，計劃3年內覆蓋全省50%的行政村。
新政驅動下的市場機遇
此次新政從國家層面構建了綠電直連的統一制度框架，明晰了相關物理技術界面與責任劃分標準，解決了上述地方與企業自發探索的規則碎片化問題。如電網企業原則上被排除在投資主體之外，其職能僅限于提供調度運行、計量結算等技術支持服務，這種做法通過制度規范提前確定各方責權利的邊界，一定程度上有利于避免后期因源網責任不清導致資源浪費和矛盾沖突。又如，對于并網型項目，電網過去因為要承擔接入項目的供電安全責任，某些情況下這種安全責任被“過度放大”，不僅增加大電網的經濟負擔，也使得大電網不得不介入局域電網的日常運營，可能擾亂項目的既有運行。新政通過要求項目自主合理申報容量的方式，明確項目申報容量即為電網供電責任上限，超出部分由項目自擔，踐行“誰受益，誰付費”原則，有效規避電網無限責任，進一步從原始界面切割安全責任與“扯皮風險”。
同時，從技術經濟性視角看，當前綠電的度電成本已足夠低，即便加上儲能也可基本實現平價上網，使得綠電直連項目從理論上具備更低供電成本的可行性。當然，能否真的實現終端價格的下降，還有賴于具體過網費等費用的分攤，以及局域范圍內的自平衡能力和對應的“小系統成本”。雖然有一定不確定性，但從德國等實踐經驗看，恰恰是通過這種類似“包產到戶”的平衡基團模式，并適配科學合理的經濟激勵機制，在保障安全的前提下有效降低“大系統成本”，從而使全社會福利最大化。
另外，在當前新能源全面入市的背景下，亟需為新能源資產找到穩定的收益錨。綠電直連項目或將通過有限局域范圍內的發電及專線資產打包，與用戶簽訂中長期購電合約（PPA），或與地方政府簽訂差價合約（CfD），從而鎖定項目收益，形成相對穩定的新能源資產。事實上，除了綠電直連項目外，像前文提到的智能微電網、源網荷儲一體化、虛擬電廠等新型主體皆可為分布式新能源帶來類似的發展機遇，如果按“十五五”期間每年約100吉瓦的分布式新能源增量考慮，則每年對應千億級的市場增量。在此基礎上，通過不動產投資信托基金（REITs）、不動產資產支持證券（ABS），甚至穩定幣日漸興起趨勢下的現實世界資產通證（RWA）等金融工具，可以為上述中小型新能源項目進一步拓寬融資渠道，甚至引入境外資本，為我國新能源產業接續健康發展開啟新篇章。（鄭寬 陳濟）
責任編輯：于彤彤
