一條專用線路，正成為緩解中國新能源消納問題、滿足企業多樣化用能需求、紓解出口企業碳足跡認證難題的新路徑。

2022年11月，內蒙古自治區將21個項目納入自治區首批工業園區綠色供電項目清單。2024年11月，內蒙古電力系統首個工業園區綠色供電項目順利送電。

2025年2月，江蘇省啟動建設阿特斯、寧德時代等5個知名新能源公司綠電直連試點項目，其切入點直指企業綠電消納能力的提升和企業多樣化的用能需求。

今年6月初，綠電直連項目終于在國家層面獲得了政策支持。

國家發展改革委、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，以下簡稱“650號文”），首次在國家層面為綠色電力點對點直連“開閘”。

這份文件的核心突破，在于首次明確允許光伏、風電等綠色電源項目，可通過專線直接輸送給特定的用戶，不再強制要求全額上網或僅通過電網企業統購統銷。

截至2025年3月底，全國風電光伏發電合計裝機達到14.82億千瓦，歷史性超過全口徑的火電裝機，今后也將成為常態。

新能源裝機規模持續增加，其消納壓力同步漸顯。

全國新能源消納監測預警中心數據顯示，2025年3月，全國風電、光伏利用率分別為92.8%、93.6%，同比分別下降3.5個百分點、2.8個百分點，青海、蒙西、陜西等省份（地區）的利用率低于90%。

與此同時，伴隨全球綠色低碳轉型的深入發展，企業綠色用能需求也日益凸顯且愈發緊迫。國際綠色貿易壁壘持續加碼，我國企業出口承壓，跨國公司與頭部企業向供應鏈傳導的綠電使用要求也日趨嚴格。

“出臺關于綠電直連的文件，一是滿足新能源就近消納需要，通過綠電直連項目等探索新能源生產和消費集成發展模式，提高新能源資源利用效率。二是滿足傳統和新興高載能行業用戶應對綠色貿易壁壘時的綠電消費需求。”國家能源局有關負責同志接受采訪時表示，綠電直連還為用戶降低用電成本提供了選擇。

不難看出，綠電直連政策承載著破解國內消納困局與滿足企業多樣化用能需求的雙重戰略目標。

“這一創新機制突破傳統電網架構模式，構建‘電源-用戶’直連的電力新生態，能防止因電網環節的容量限制對新能源發電和用戶用電需求形成雙向制約，從而提升新能源的消納率。”中國能源研究會配售電研究中心副主任吳俊宏說。

與綠證交易或中長期協議購電不同，綠電直連的核心特征在于，通過專用的電力線路及配套設施，實現電力的物理溯源和點對點供應。

針對高端制造、跨國企業等各類用戶對綠色電量清晰物理溯源的剛性需求，吳俊宏指出，650號文提出構建“物理直連+數據溯源”機制，通過合理配置計量表記錄使用綠電電量，為用戶提供可追溯的綠電消費憑證，助力企業滿足ESG評級、碳足跡管理等綠電物理清晰溯源的需求。

早在2021年，國家能源局聯合農業農村部、國家鄉村振興局印發的《加快農村能源轉型發展助力鄉村振興的實施意見》中提出“創新發展新能源直供電”。

盡管山西、山東、內蒙古、江蘇等地區就綠電直連出臺了相關文件，但對其定義和執行細則尚未有明確的文件支撐。

650號文從國家層面明確了綠電直連的定義，即風電、太陽能發電、生物質發電等新能源不直接接入公共電網，通過直連線路向單一電力用戶供給綠電，可實現供給電量清晰物理溯源的模式。

國網能源研究院新能源研究所副室主任葉小寧認為，相較于此前地方的自主探索，650號文構建了統一的制度框架。該框架清晰界定了物理技術界面與責任劃分標準，解決了地方與企業自發探索的規則碎片化問題。

650號文對項目建設進行規范，除新增負荷、存量負荷外，還提出有降碳剛性需求的出口外向型企業利用周邊新能源資源探索開展存量負荷綠電直連。

西安交通大學電氣工程學院副教授吳治誠表示，該政策并非限定受歐盟碳邊境調節機制或歐盟新電池法影響的企業，而是覆蓋所有面臨國際降碳要求的出口企業。這種權限下放機制賦予地方靈活決策權，鼓勵各地因地制宜，結合本地電力供需、新能源消納等實際情況，制定差異化實施路徑。

在傳統電力系統中，電網企業承擔著所有接入項目的供電責任，然而，隨著新能源大規模接入，這種“無限責任”模式導致電網負擔過重、資源配置效率低下，在一定程度上制約著新型電力系統的建設進程。

“650號文通過要求項目自主合理申報容量，并以此為基礎確定電網供電責任，實現了從‘無限責任’到‘有限且可評價的責任’的轉變。”吳治誠進一步解釋，一方面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。另一方面，鼓勵項目通過儲能、需求響應等措施提升自平衡能力，從而降低對電網的依賴。另外，申報容量與費用直接掛鉤，契合市場化改革方向。

綠電直連政策的落地，為企業優化用能結構開辟了新的路徑——新增負荷企業可降低用能成本、存量自備電廠企業可實現低碳甚至零碳運營、出口外向型企業可破解綠色壁壘貿易問題，而受阻新能源項目也可以減少“棄風棄光”問題，是能源領域的創新之舉。

“并網型綠電直連項目需實時平衡源荷波動，用戶需要承擔建設成本，對預測精度與控制系統要求較高，還要面臨市場交易與收益的不確定性，使得項目落地過程中面臨著安全、經濟、技術等挑戰。”葉小寧告訴記者。

盈利是參與主體的核心驅動力，650號文雖未對項目盈利性提供保證，但構建了以電力市場交易、峰谷價差等為核心的市場化機制框架，賦予項目運行策略的自主決策權。

項目的盈利性受新能源資源稟賦、負荷特性、儲能配置及市場條件等多重因素影響。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的繳納，亦是企業成本結構的關鍵考量。

650號文提出，綠電直連項目應按國務院價格、財政主管部門相關規定繳納輸配電費、系統運行費用、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用，各地不得違反國家規定減免有關費用。

國家能源局有關負責同志在接受采訪時表示，此舉旨在公平承擔電力系統調節責任和社會責任，增強公共電網為整個電力系統持續提供調節服務的能力。

記者了解到，針對參與主體關注的具體費用標準與計算方式，有關部門正積極推進新能源就近消納輸配電價定價機制制定工作，其核心也在于“公平承擔”的原則。

“企業提升項目經濟性，可通過優化自發自用比例、配置儲能等措施降低成本，同時通過銷售上網電量、提供輔助服務等獲得額外收益。”吳治誠建議。

葉小寧認為，綠電直連作為新型電力系統新業態新模式的一種，符合當前形勢要求，電力用戶為降低用電成本滿足綠色用能需求會加快探索，但并非配建的新能源規模越多越好，其經濟性存在天花板，最終會成為新能源發展的有益補充。

綠電直連交易絕非孤立政策，而是構建“清潔低碳、安全充裕、經濟高效、供需協同、靈活智能 ”新型電力系統的重要一環。“650號文不失為一次迎難而上的試水，以‘綠電直連’試點為契機，凝聚政府、企業和科研機構等各方合力，加大技術研發投入，完善市場機制和監管體系，為清潔能源的高效利用開辟新道路。”陳大宇說。（馮聰聰）