尽管绿电直连模式被广泛看好，但当前在实际落地中，仍面临专线建设主体不明确、集中式与分布式适用范围界定模糊等问题。
在全球碳中和浪潮推动下，绿电直连作为新能源消纳的创新模式，正成为企业降低碳足迹的重要选择。
“然而，当前绿电直连在政策与经济层面仍面临较大风险，电价责任如何划分、负荷资源如何对接，以及欧盟认证等环节均存在不确定性，多数企业仍处于观望状态。”在日前召开的“电力低碳保供研讨会”上，有业内专家直言，唯有让企业切实看到绿电直连带来的盈利前景，才能有效推动其积极参与。目前，该领域尚未出现“一窝蜂”式的投入，诸多问题有待通过实践逐步厘清，其中成本分摊与定价机制是当前争议的焦点。
开辟新能源发展新路径
绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，而通过与用户直接连接的电力线路向单一用户供电，供应的电量可以清晰物理溯源。今年5月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》(发改能源〔2025〕650号)，首次从国家层面明确“绿电直连”模式的制度框架。这标志着我国新能源消纳机制迎来重大突破，新政策为破解绿电溯源难题、激发新能源消费市场活力提供了“专属通道”。
绿电直连的推进既是外部压力的倒逼，也是内部需求的驱动。
当前，国际碳关税立法加速演进，美国、欧盟等发达国家和地区通过单边碳壁垒重塑贸易规则。欧盟《碳边境调节机制》(CBAM)于2023年5月正式实施，美国《清洁竞争法案》采用“相对碳排放量”标准。自2027年起，出口至欧盟的动力电池必须持有“电池护照”，提供包含制造商、材料成分、碳足迹等12项关键信息;韩国、法国、意大利等国家对光伏产品碳足迹提出要求;美国对含碳量超过基准线的进口产品征收碳费，征收范围涵盖化石燃料、石化产品、铝、玻璃等领域。基于国际碳足迹法规的强制要求及国际贸易新规的推动，碳足迹已成为企业出海的必答题。
从国内看，随着新能源跃升式发展，消纳压力递增，在远距离输送的同时，通过绿电直连等模式创新，拓展新能源应用场景，挖掘就近就地消纳潜力，可有效提升新能源利用效率。
国家电投经研院战情所所长裴善鹏指出，当前，以“风光”为代表的新能源发展模式正面临上网电价下行、收益不确定性增加等挑战。在“风光”发电量大发时段，山东等地已多次出现负电价现象，而像阿拉善这样新能源资源富集的地区，也面临“卖电难”的消纳困境。在此背景下，绿电直连通过就地消纳和“变卖电为卖绿”的创新模式，为新能源拓宽发展路径，提升了项目的经济性与环境价值。
成本分摊是博弈焦点
尽管绿电直连模式被广泛看好，但当前在实际落地中，仍面临专线建设主体不明确、集中式与分布式适用范围界定模糊等问题。尤其根据“650号文”要求，该类项目需缴纳输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。然而，绿电直连自发自用部分是否应当承担公共电网相关费用?合理的费用边界应如何界定?这些争议都是当前政策和市场博弈的焦点。
对此，裴善鹏提出两种定价思路：一是全额缴纳输配电价、政府性基金及附加等费用;另一种则建议在调节资源丰富(如水电充裕)或新能源资源富集(如西北地区)的区域，参考自备电厂模式进行定价，采取一种更精细化的成本分摊方式，而不是简单地全额缴纳，以降低绿电直连项目的度电成本。
如果将电网类比为四通八达的高速公路，常规用户类似普通司机，高速行驶需同时支付“通行费”(电费)和“养路费”(输配电费、基金附加等)。参考自备电厂模式的绿电直连项目则像拥有私家小路(自发电)的司机，不用交“通行费”，但随时可能开上高速(从电网取电)，必须为连接和随时使用高速备用的权利缴纳“接口维护费”(系统备用费)。同时，也要承担社会义务，缴纳 “税收”(政府性基金及附加)和弥补自发自用导致的“补贴缺口”(交叉补贴)。
中国电力工程顾问集团华东电力设计院智慧能源室主任谢胤喆同样认为，绿电直连项目需承担的费用应分开看待，对于交叉补贴和政府性基金及附加，两者都是社会普遍义务，如果针对自发自用部分进行减免，相关成本会转嫁到其他消费者，造成不公平现象。“对于输配电价，并网型绿电直连项目仍需要电网提供备用，应按照需量缴纳基本电费，但自发自用部分电量按照原来的方式全部征收输配电价也不合理，各省可以根据对产业的促进和电价的承受能力进行磋商，确定征收比例。对于系统运行费，大部分是需要承担的，对于自配储能的项目可以探索采用一定折扣，但不能全免。辅助服务费用目前由发电主体按发电量分摊，因此绿电直连项目的余电上网部分也应参与分摊。”
体制机制有待进一步完善
值得注意的是，对于企业用户而言，绿电直连并不意味着降电价。
“费用叠加之后的价格可能是上升的。对用户而言，除出口产品碳约束有直连刚需外，不一定需要选择绿电直连模式，通过绿电绿证交易获得绿色权益，来满足可再生能源配额等要求可能更划算。”自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉指出，绿电直连项目属于重资产，投资回收期较长，投资者更看重用户用电负荷的稳定性和可持续性。地方政策需进一步明确电源项目转为其他用途或市场化并网消纳条件，确保电源投资资产可持续运行和合理回报。
绿电直连已由国家层面完成顶层设计和框架规范，而各省在具体实施细则上存在差异。谢胤喆举例，云南重点支持绿色铝、硅光伏、新能源电池等新建项目，河北优先支持算力、钢铁、水泥等行业企业;云南要求负荷距离电源汇集站原则上不超过50公里，青海绿电直连实施方案则没有距离限制。目前看，绿电直连项目面临投资成本、电价空间、交易风险等挑战，更适合有碳排放刚性约束的企业去做，从而在欧盟碳关税方面获得一定的溢价空间。
裴善鹏认为，布局绿电直连需重点考虑两大因素：其一，在“风光”资源富集区域推进此类项目，投资运营成本相对较低，经济压力较小;其二，接入柔性负荷较高的用户，其生产流程可灵活适配风光出力特性，降低配储需求，并通过优化用电时段进一步提升项目整体收益。在适配产业选择方面，建议优先选择电解铝、储能电池制造等兼具迫切绿电需求和“柔性负荷”的领域开展试点。
此外，对于东部地区大量出口导向型中小企业而言，绿电需求明确但难以单独承担点对点直连项目，“一个园区拉多根专线”既不经济也不现实。裴善鹏建议，将园区内企业计量关口统一上移，由园区作为整体用户购买绿电，再配电至区内企业。当前绿电直连明确“点对点”形式，实现规模化“点对多”应用仍待关键机制与模式的进一步突破。
