绿电直连政策落地生根需因地制宜
中国能源研究会配售电研究中心 姜庆国
5月底，国家出台《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》(以下简称“650号文”)，提出风电、光伏发电、生物质能等新能源通过直连线路向单一电力用户供给绿电，实现电量清晰物理溯源。650号文发布后，地方政府、用电企业和社会投资方热情高涨，绿电直连相关的专场研讨会场次密集且讨论热烈，专家观点交锋激烈，可总结为：绿电直连政策“叫好”声高，但想要“叫座”仍有较多难点待解。
对绿电直连政策落地要有足够的信心
绿电直连政策很重要且很有必要。
一是国家非常重视绿电直连政策落地问题。绿电直连的概念并不难理解，但国家能源局围绕该政策发布了8篇解读文章，作者来自水规总院、电规总院、中国宏观经济研究院、华北电力大学、中国有色金属工业协会、中国能源研究会等国内知名智库，以及华能集团、国家电投两家能源央企，解读的内容涵盖了政策理解、潜在作用、应用场景等方面，阵容豪华、内容全面，并不多见。
二是绿电直连政策填补了国家层面政策空白。在650号文发布前，国家层面已在多个文件中对绿电直连的相关政策进行过阐述，例如《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》提出“支持新型基础设施发展绿电直供、源网荷储一体化项目”，《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》提出“探索建立通过新能源直连增加企业绿电供给的机制”。但是关于绿电直连的专项政策尚未正式形成。近年来，为了探索、推动绿电直连模式，山东、河南等多个省份主要参照《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》制定政策。然而，该文件指出“通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径，主要包括区域(省)级、市(县)级、园区(居民区)级‘源网荷储一体化’等具体模式”，并未包含绿电直连模式。650号文的出台不仅填补了国家层面绿电直连模式政策的空白，更为地方政府制定相关政策提供了重要指引。
三是绿电直连政策积极回应了地方政府及企业绿色发展的真实诉求。地方政府、企业用户高度关注绿电直连，迫切需要相关政策支撑。在650号文发布前，地方政府和企业已经对绿电直连项目开展大量探索：截至2025年6月底，内蒙古自治区累计批复源网荷储一体化项目(绿电直连项目)28个、规模1176万千瓦，风光制氢一体化项目52个、规模3722万千瓦;河南省批复工业企业类源网荷储一体化项目超过100个。2024年，欧盟在新电池法的配套细则《电动车电池碳足迹计算规则草案及附件》中认可绿电直连模式，进一步凸显了650号文的必要性和紧迫性。2025年2月，江苏省印发《关于创新开展绿电直连供电试点项目建设工作的通知》，在全国率先启动由电网企业统一规划建设连接电池企业和绿电电源的绿电专线创新试点，这正是绿电直连诉求在省级层面的显性化体现。
绿电直连政策落地要突出因地制宜
从绿电直连政策出台的时机看，其侧重点是理顺绿色电力与负荷(主要是增量负荷)的协同发展关系，是一项重在解决实际问题的政策。各方需在思想上形成共识，在行动上坚持因地制宜。
一是绿电直连项目是新型电力系统的重要组成部分。首先，我国于2023年提出“加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统”，新能源就近利用、就地消纳是重要路径之一。绿电直连通过“就地生产、就地消纳”，能有效降低输电损耗，并以更精准的源荷互动大幅提升新能源消纳水平。其次，当前化解新能源产业阶段性产能过剩、满足存量大用户降本增绿需求、激发新增负荷投资意愿、提升大电网在高波动电源下的安全稳定性等问题，对决策智慧提出了考验，而绿电直连模式有很大发挥空间——内蒙古自治区通过绿电直连模式新增新能源装机1000多万千瓦、河南已批复上百个项目，便是例证。最后，绿电直连政策在破解配售电机制、激活市场活力方面也具有重要作用。随着“用户中心”时代的到来，未来绿电直连项目、增量配电网项目、智能微电网项目可借助虚拟电厂等新模式、新业态，成为精准协助用户实现“双碳”目标的重要发力点，助力国家加快形成以多业态消纳高比例新能源的配售电市场新格局。
二是在实践层面应特别注重因地制宜。首先，绿电直连的对象以大用户为主，需充分结合资源禀赋、用户用电特点等要素制定落地政策：西北、东北地区新能源资源禀赋好、高载能产业集中，用户对电价敏感，降本增绿的侧重点以降本为主;华东、南方等经济发达地区新能源资源禀赋相对较差、出口导向型企业多，对绿色能源的需求更突出，增绿诉求更强;河南等中部地区人口密集，电力廊道资源稀缺，适合大规模新能源直连的项目较少，可侧重小规模新能源就近聚合直连模式。其次，绿电直连在技术层面的基本要求必须满足，但量化指标的执行需因地而异。
650号文在技术层面设定了严格标准，例如电压等级限制在220(330)千伏以内，要求接入自动化系统、遵循调度计划，并须具备“四可”能力(可观、可测、可调、可控)——这些是绿电直连项目安全稳定经济运行的基本保障，必须严格满足。650号文明确项目整体新能源自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，用户直连绿电电量占比不低于用户总用电量的30%(2027年之前);在现货市场连续运行地区，企业不能消纳的电量可参与交易，上网电量占总可用发电量的比例上限一般不超过20%。这些指标设定了上限或下限，实际落地时可结合本地情况适当调整。例如，作为全国首个响应绿电直连政策的省份，6月23日内蒙古自治区能源局印发《关于进一步优化源网荷储一体化项目申报要求的通知》(内能源新能字〔2025〕361号)，修改并细化了《内蒙古自治区源网荷储一体化项目实施细则2023年修订版(试行)》(内能新能字〔2023〕1071号)的申报要求。该文件提出，绿电直连项目建设的集中式新能源总规模需在5万千瓦以上，推算新增负荷年用电量不低于2亿千瓦时;新能源自发自用比例不低于90%，远超国家60%的最低标准;新能源所发电量占总用电量的比例不低于35%，达到国家2030年35%的标准要求——实现了老政策与新政策的平稳衔接。
三是绿电直连电价问题必须清晰明确，不能含糊。绿电直连项目自发自用部分电量的相关费用缴纳标准，直接关系项目经济效益，也决定该类项目能否全面推广，拖延不得、含糊不得。然而，目前官方解读尚未明确“缴什么、缴多少”。据报道，国家能源局正积极配合有关部门加快完善包括绿电直连在内的新能源就近消纳价格机制。在相关价格机制出台前，粗浅谈三点认识：
第一，直接或间接提高大用户竞争力(包括降成本)应成为绿电直连落地配套政策的重要参考原则。国家能源局有关负责人在650号文答记者问“为什么要出台关于绿电直连的文件”时指出，“二是满足用户绿电消费需求”，通过增绿减碳打破有关国家对我国传统和新兴高载能行业实施的绿色贸易壁垒，提高企业竞争力;“三是为用户降低用电成本提供更多选择”，650号文鼓励用户在自主申报并网容量、自行承担相应责任的同时，通过提升灵活调节能力降低用电成本，这属于直接降低企业成本。近10年来，我国光伏发电成本下降超过80%，风电发电成本下降超过60%，电化学储能成本下降超过80%;光伏发电累计装机规模突破10亿千瓦，风电累计装机容量达5.7亿千瓦;2025年一季度，风电光伏合计发电量达5364亿千瓦时，占全社会用电量比重达22.5%。新能源行业的技术进步带来了发电成本的大幅下降，这种技术红利应传导至用户侧——凡是能较好实现“源荷互动”的绿电直连项目，都应名正言顺地享受技术红利，降低企业用电成本。河南省在《加快推进源网荷储一体化实施方案的通知》中提出“谋划推动更多项目，更好发挥源网荷储一体化项目在降电价、促消纳、调结构、扩投资、保安全方面的重要作用”，将降电价作为制定绿电直连项目电价机制的重要参考原则。
第二，绿电直连项目呼唤新的价格机制。绿电直连项目是新型电力系统的重要组成部分，650号文要求并网型绿电直连项目“按照‘以荷定源’原则科学确定新能源电源类型和装机规模”“应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，充分提升项目灵活性调节能力，尽可能减小系统调节压力”。换言之，可从绿电直连项目对电力系统的影响程度视角探讨相关价格机制。从绿电直连项目整体来看，650号文要求项目下网电量部分缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用，这具有合理性;但自发自用部分若“一刀切”收取上述费用，则值得商榷。一是从产权视角看，650号文要求“直连专线原则上应由负荷、电源主体投资”，电网企业不得参与投资，因此该专线并非电网企业资产。依据《省级电网输配电价定价办法》，“用户或地方政府无偿移交，由政府补助或者社会无偿投入等非电网企业投资形成的输配电资产”不得纳入可计提收益的固定资产范围，基于此，电网企业缺乏收取输配电费的法律基础，自发自用部分输配电费不应收取，至少不应以输配电费名义收取。二是从项目运行稳定性视角看，新能源涵盖风、光、生物质等，特性差异显著，费用缴纳应有所区别：风光发电具有波动性，但需综合考虑项目储能配置规模及负荷灵活调节能力;生物质电厂可实现连续稳定运行，出力特性与燃煤自备电厂无明显差异。因此，650号文提及的四类收费不宜“一刀切”，新价格机制需分类探讨。
第三，在现有价格机制下，对相关费用缴纳标准的探讨。一是仍可沿用火电自备电厂的结算逻辑，同时结合不同新能源出力稳定程度的差异，对缴纳内容进行适当调整。传统火电自备电厂的结算逻辑兼顾企业用电安全保障、社会责任公平分摊等，自发自用电量需缴纳的费用一般包括系统备用容量费、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等，湖北、新疆等多个省份已出台专门政策文件及收费标准。绿电直连项目自发自用部分电量的政策性交叉补贴、政府性基金及附加，可参照本地自备电厂缴纳标准全额缴纳(本地若有减免政策，按减免政策执行);如前文所述，自发自用部分输配电费无需缴纳。二是重点讨论系统运行费缴纳问题。绿电直连项目系统运行费包括下网部分电量系统运行费和新能源场站自发自用部分系统运行费。目前，用户电费构成包括交易电费、基本电费、上网线损、输配电费、系统运行费、政府基金及附加等六项，绿电直连项目通过大电网下网部分的系统运行费，可按照现有用户与电网的结算体系执行。风光等不稳定电源的绿电直连项目，其自发自用部分系统运行费(相当于火电自备电厂的系统备用容量费)应当收取，收取电量核算标准为总可用发电量减去储能充电电量，费用标准可参照本地风光场站的系统运行费用分摊标准，兼顾公平性并肯定储能作用;生物质、垃圾焚烧等可连续稳定运行的电厂，该部分费用可考虑免征。
第四，需建立相应协调保障机制，让项目单位“最多跑一次”。绿电直连项目准入要求不低，在各类情形中，新增负荷(包括已报装但未开工)项目数量相对有限;出口外向型企业主要集中在中东部地区，但这些地区新能源资源禀赋一般;拥有自备电厂的企业，如内蒙古自治区多数该类企业近年来一直在实施新能源替代工程，可挖掘空间也有限。因此，省级能源主管部门一方面要按照650号文要求，结合本省电力供需形势、消纳条件等实际情况，进一步细化就近就地消纳距离、上网电量比例、退出机制等具体要求，引导项目科学合理评估需求，避免实际运行与设计方案出现较大偏差、新能源消纳不及预期等情况，尤其要减少或避免新能源圈占指标现象。另一方面，更重要的是在省级层面建立协调保障机制，确保项目在接入电网、参与电力市场交易等方面高效便捷。6月初，河南省发展改革委与国家能源局河南监管办公室联合发布《关于切实做好各类电源项目接网有关工作的通知》，明确要求制定源网荷储一体化项目接网绿色通道政策，做好“首办负责制”，让项目单位“最多跑一次”，积极营造全行业支持服务分布式光伏和源网荷储一体化项目建设的良好氛围，这一做法值得借鉴。
