绿电直连：政策落地的障碍和路径

2025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），首次从国家层面为“绿电直连”模式划定制度框架。这一政策的出台，不仅标志着我国新能源消纳机制迎来重大突破，更为出口企业应对欧盟碳关税、激发绿色电力消费市场活力提供了“专属通道”。

而8月14日自然资源保护协会（NRDC）与厦门大学中国能源政策研究院联合举办的第14期“电力低碳保供研讨会”上，来自国家电投、华东电力设计院、国网冀北经研院、北京大学等机构的专家，围绕绿电直连的成本分摊、定价机制、源荷匹配等议题展开的深度研讨，更让这一新型电力业态的现实价值与发展梗阻浮出水面。

绿电直连的核心逻辑，是通过专用线路将风电、光伏等新能源项目与用户直接对接，实现绿色电力的“点对点”供应与物理溯源。从政策背景看，其推进既是外部压力的倒逼，也是内部需求的驱动。欧盟早在2019年便推行绿电直连，且通过《新电池法》《碳边境调节机制（CBAM）》将绿电使用与产品出口绑定。苹果要求核心供应商2030年100%使用可再生能源，特斯拉、宝马等跨国企业亦有类似绿色供应链要求，这让我国出口型企业面临“无绿电则失市场”的压力。

在目前国内的政策体系中，绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。但绿证目前尚未在国际上形成足够的认可度。所以部分企业出现了需要“国际认可的绿电”的情况。“650号文的出台正是为了破解这一困境。”国家电投经研院战情所所长裴善鹏表示。

从内部看，我国新能源装机规模已超过煤电，但传统“大电源、大电网”的调度模式难以适配分布式新能源的波动性，山东多次出现午间光伏大发、后半夜风电大发导致的负电价，阿拉善等新能源富集地区甚至陷入“卖电难”的困境，绿电直连则通过“就地消纳”与“变卖电为卖绿”，为新能源开辟了新的收益路径。

然而，绿电直连的落地推进，首当其冲面临费用分摊与定价机制的公平性争议。650号文明确要求项目需按规定缴纳输配电价、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加，各地不得擅自减免，但在实际操作中，“自发自用”与“余电上网”的费用划分却成为焦点。

裴善鹏提出两种定价思路：一种是全额缴纳所有费用，确保成本不转嫁，但会推高绿电价格；另一种是在水电丰富的西南、新能源富集的西北，借鉴自备电厂的做法减免部分费用，云南已就此开展试点。

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则强调，交叉补贴与政府性基金属于社会普遍义务，若为自发自用部分减免，相关成本将转嫁至其他消费者，有违公平；输配电价方面，并网项目需电网提供备用，应按最大需量缴纳基本电费，而自发自用部分的电量电价可由各省根据产业承受能力磋商减免比例。

北京大学能源研究院助理研究员陈垒则从离网与并网的维度提出更细致的划分：离网项目完全独立于公网，无需承担电网服务费用；并网项目即便全年自发自用比例达70%-80%，但在风光不出力时仍需依赖公网供电，因此需按100%的最大电网服务量缴纳系统运行费用，若项目配置储能减少最大下网需求，可相应降低费用。

这种分歧背后，本质是各方利益的平衡。电网需回收基础设施投资，用户希望控制成本，地方政府则需兼顾产业发展与政策合规，而省级能源主管部门尚未出台统一细则，导致江苏由电网建设专线、内蒙古允许新能源主体建设后回购、河南限定20公里源荷距离等地方实践差异显著，东部地区甚至面临“10公里以上专线无建设空间”的现实难题。

源荷匹配的高要求与技术适配的复杂性，是绿电直连推进的另一重挑战。政策明确新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占用户总用电量比例2025年需达30%、2030年不低于35%，这意味着项目需实现高比例就地消纳。

裴善鹏建议，产业选择应优先聚焦电解铝、储能电池等兼具“绿电刚需”与“柔性负荷”特征的领域——电解铝可根据风光出力调节生产，储能电池企业能灵活安排产能，二者配储需求低，可显著提升项目经济性；而大数据中心因设备昂贵需满负荷运行，冷链行业缺乏出口刚需，或许并不适合大规模直连。

在技术层面，储能并非政策强制要求，但从经济性与安全性看却往往不可或缺。谢胤喆指出，江苏调整分时电价后，午间光伏发电时段电价趋近于零，若不配储将绿电转移至电价高峰时段，项目收益难以覆盖成本；而陈垒则强调，储能的核心价值在于“调峰”与“安全支撑”。高比例绿电场景下，储能可平抑波动性，保障供电稳定，北京大学在鄂尔多斯的零碳机场实践便印证了这一点：通过地下跨季节储热（夏季储风光电能为热，冬季供暖）与短时电化学储能结合，配合二氧化碳冷热一体化机组，机场实现了80%以上绿电供应，既解决了季节波动问题，又降低了综合用能成本。

此外，零碳矿山的探索也提供了新思路——利用光伏+储能+换电重卡，将重卡作为移动储能单元，通过电价驱动充放电，既减少了对化石能源的依赖，又提升了系统灵活性。不过，这些技术方案仍面临较高的成本压力，主要是储能投资占比高导致内部收益率低、投资回报周期长。

中小企业的参与门槛与农村产业的联动潜力，是绿电直连规模化发展中不可忽视的议题。当前绿电直连多集中于大用户“点对点”项目，江浙地区大量出口型中小企业虽有绿电刚需，却因规模小、单独建设专线成本高而难以参与。

研讨会上有专家提到，江苏某园区的创新实践为破解这一难题提供了方向：该园区将内部企业的关口计量表统一上移至园区层面，以园区为单一用户向供电公司采购绿电，再通过内部配电网络分配给企业，这种“聚合模式”大幅降低了中小企业的参与绿电交易成本。

未来政策需从“点对点”向“一对多”突破，这既是电力体制改革深化的必然，也是保障中小企业生存的刚需。若这些企业因无绿电无法进入欧盟市场，将引发连锁性的产业风险。

在农村领域，厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强强调，绿电与农村产业联动既关乎新能源本地消纳，也涉及新型农村建设，但现实挑战显著：农村负荷密度低、电价水平低，绿电溢价难以实现，山东德州农村分布式光伏过剩却缺乏对应负荷的案例便凸显了这一问题。不过，河南西峡双龙村的实践仍展现出潜力—：当地通过“光伏+蘑菇烘干”“光伏+景区V2G”模式，既提升了光伏利用率，又为农业生产与乡村旅游注入绿色动能。要激活农村市场，需政策倾斜设计：一方面减免部分政府性基金与附加费用，降低项目成本；另一方面结合农村特色产业（如农产品加工、乡村旅游）培育稳定负荷，实现绿电与产业的协同发展。

从长远看，绿电直连的发展前景毋庸置疑——它既是我国应对全球绿色竞争、破解新能源消纳难题的关键抓手，也是推动电力体制向“源网荷储协同”转型的重要切口。但要实现从“政策试点”到“规模化推广”的跨越，仍需突破三大核心梗阻：其一，省级能源主管部门需加快出台细则，明确专线建设主体、定价机制、退出路径（如电源项目转市场化并网的条件），避免“政策空转”；其二，需建立权责对等的费用分摊标准，按电网实际服务量划分保供责任与费用，杜绝成本不合理转嫁，同时探索自配储能的费用折扣机制，平衡安全性与经济性；其三，需推动技术创新与成本下降，重点攻关长时储能、微电网稳定控制、源荷联合优化等技术，降低项目投资压力。

绿电直连的“物理路径”已由政策明确，但打通这条路径的“制度通道”仍需多方协同。当地方细则逐步落地、技术成本持续下降、利益平衡机制日趋完善，绿电直连必将从局部试点走向全域推广，不仅为我国新能源高质量发展提供支撑，更将在全球能源转型竞争中为我国赢得主动。