中國儲能網(wǎng)訊：在推進“雙碳”目標(biāo)的大背景下，我國新能源產(chǎn)業(yè)蓬勃發(fā)展。據(jù)國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，截至2025年4月底，我國累計發(fā)電裝機容量34.9億千瓦，同比增長15.9%，風(fēng)電和太陽能發(fā)電總裝機容量約為15.3億千瓦，其中風(fēng)電裝機約5.4億千瓦，同比增長18.2%；太陽能發(fā)電裝機約9.9億千瓦，同比增長47.7%。
然而，新能源消納問題日益凸顯，尤其在西北、華北等新能源富集地區(qū)，電網(wǎng)承載壓力劇增，棄風(fēng)棄光現(xiàn)象時有發(fā)生。與此同時，歐盟碳邊境調(diào)整機制（CBAM）等國際規(guī)則的出臺，對我國出口型企業(yè)的碳排放提出嚴(yán)格要求，企業(yè)面臨巨大的碳足跡挑戰(zhàn)。在此背景下，5月21日，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于有序推動綠電直連發(fā)展有關(guān)事項的通知》（發(fā)改能源〔2025〕650號）（以下簡稱“650號文”），首次明確賦予綠電直連項目平等的市場地位，成為破解能源轉(zhuǎn)型困境的關(guān)鍵舉措。
政策核心邏輯：以負荷側(cè)為樞紐整合資源
“增量+存量”全場景覆蓋，打破范圍壁壘
在負荷側(cè)，650號文所涉范圍不僅覆蓋增量負荷，還將部分符合要求的存量負荷納入其中。這意味著，一些原本因負荷性質(zhì)限制而無法參與電力市場的企業(yè)，現(xiàn)在有了新的選擇，能夠通過綠電直連實現(xiàn)能源結(jié)構(gòu)的優(yōu)化和綠色轉(zhuǎn)型。
在電源側(cè)，在我國部分地區(qū)存在新能源裝機容量大，但由于電網(wǎng)消納能力不足，導(dǎo)致新能源發(fā)電無法有效并網(wǎng)輸送的問題。650號文為這些受限的新能源項目開辟了一條新的出路，使其能夠通過綠電直連用戶的方式實現(xiàn)綠電的就地消納。
模式創(chuàng)新、流程簡化
綠電直連項目原則上由負荷側(cè)作為主責(zé)單位，創(chuàng)新了項目投資模式、擴寬了投資主體范圍，包括民營企業(yè)在內(nèi)的各類經(jīng)營主體（不含電網(wǎng)企業(yè)）均可投資綠電直連項目。項目電源可由負荷側(cè)投資，也可由發(fā)電企業(yè)或雙方成立的合資公司投資，直連專線原則上應(yīng)由負荷、電源側(cè)主體投資。但650號文做出了重大創(chuàng)新性突破，項目中新能源發(fā)電項目豁免電力業(yè)務(wù)許可，突破“供電即要取證”的規(guī)定束縛，簡化了開發(fā)流程，使項目得以快速推進實施。
“離網(wǎng)+并網(wǎng)”市場主體權(quán)利得到保障
各類市場主體均應(yīng)享有公平參與市場的權(quán)利與機會，但在以往的電力市場中，余電倒送限制使得項目主體在電力生產(chǎn)過程中，無法將多余的電量及時輸送到電網(wǎng)中獲取收益，限制了其經(jīng)濟效益的提升，降低其競爭力。650號文明確規(guī)定現(xiàn)貨市場連續(xù)運行地區(qū)可采取整體“自發(fā)自用為主，余電上網(wǎng)為輔”的模式，通過市場交易確定余電上網(wǎng)價格，避免了電力資源的浪費，保障了其在電力市場中的平等參與和公平競爭。
實施挑戰(zhàn)：從政策到落地的差距
投資成本高額，收益回收難度大
政策實施涉及的高額投資成本需重點考量，主要體現(xiàn)在以下三個方面：
一是項目整體投資規(guī)模顯著擴大。項目主責(zé)單位需承擔(dān)電源建設(shè)、直連專線及儲能設(shè)施等多環(huán)節(jié)投入。直連專線原則上由經(jīng)營主體（不含電網(wǎng)企業(yè)）主導(dǎo)投資，初始資金壓力大。新能源電站建設(shè)成本疊加儲能配套及繼電保護、通信等二次系統(tǒng)強制要求，進一步推高了總投資。
二是專用直連線路敷設(shè)成本高昂且程序復(fù)雜。政策要求建設(shè)電源與用戶間的專用線路，其投資遠超普通配網(wǎng)。線路建設(shè)須納入省級能源電力與國土空間規(guī)劃，跨區(qū)域協(xié)調(diào)及審批會增加項目非技術(shù)成本。技術(shù)層面需嚴(yán)格控制線路交叉跨越并采取高規(guī)格安全措施，220（330）千伏以上電壓等級接入更需專項安全評估，增加設(shè)計與合規(guī)支出。線路產(chǎn)權(quán)歸屬負荷方或電源方，企業(yè)需承擔(dān)全生命周期運維責(zé)任，長期維護成本不可忽視。
三是儲能配置形成隱性強制要求。政策雖未明確儲能比例，但通過設(shè)定項目整體新能源年自發(fā)自用電量占總可用發(fā)電量的比例應(yīng)不低于60%，2025年占總用電量的比例不低于30%，并不斷提高自發(fā)自用比例，2030年前不低于35%，以及禁止反送電及交換功率峰谷差率限制等條款，實質(zhì)要求項目自身具備靈活調(diào)節(jié)能力。負荷波動較大的企業(yè)為滿足源荷匹配指標(biāo)，不得不配置儲能。而在短期內(nèi)儲能投資經(jīng)濟性較低，進一步加大了成本壓力。
用戶投資意愿不足
項目仍需承擔(dān)與普通工商業(yè)用戶相同的系統(tǒng)運行費用、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用。用戶綠電直連項目相比普通用戶需額外承擔(dān)建設(shè)成本和運營成本，且綠電溢價市場尚未完全建立，綠證價格波動大，導(dǎo)致電價并無顯著的成本優(yōu)勢，預(yù)計用戶投資意愿不足。
交易機制復(fù)雜，交易風(fēng)險高
根據(jù)650號文政策要求，綠電直連項目應(yīng)作為整體參與電力市場交易；若電源側(cè)和負荷側(cè)非同一投資主體，也可分別注冊，以聚合形式參與市場交易，且不得由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。以山西省為例，以聚合形式參與交易的主體，參照山西省現(xiàn)行“源荷一體化”交易規(guī)則，電源側(cè)與負荷側(cè)需簽訂中長期合約，并同步參與現(xiàn)貨市場報價與出清。雙方簽訂的中長期合約電價以現(xiàn)貨市場電價為參照，合約電價或高或低均將影響負荷側(cè)或電源側(cè)收益；若簽約電價與市場電價同步，綠電直連項目并無額外優(yōu)勢。此外，受新能源發(fā)電不確定性及用戶生產(chǎn)變化影響，以整體或聚合方式參與市場的項目，當(dāng)電源側(cè)發(fā)電量無法覆蓋負荷側(cè)用電量時，需從現(xiàn)貨市場高價購電。同時，綠電直連項目主體還需獨立承擔(dān)偏差考核費用，導(dǎo)致其用電成本相較普通工商業(yè)用戶上升，收益降低。在新能源大發(fā)時滿足650號文要求的自發(fā)自用比例，配比高負荷，項目將面臨較高的電力現(xiàn)貨市場交易風(fēng)險。此外，若電源側(cè)與負荷側(cè)分屬不同主體，雙方還需簽訂多年期購售電協(xié)議或合同能源管理協(xié)議，鑒于電力現(xiàn)貨市場價格波動性強，此類長期協(xié)議面臨較大交易風(fēng)險。
碳足跡國際認證存在缺口
2024年5月，歐盟公布電池碳足跡計算規(guī)則征求意見稿，僅認可綠電自發(fā)自用和綠電直連，其他情形采用全國電力平均碳足跡因子測算（電力碳足跡因子是指從原材料生產(chǎn)到用戶用電的全生命周期碳排放，包括直接碳排放、間接碳排放等）。雖然綠電直連保證綠電物理溯源，但由于目前我國尚未建立風(fēng)、光新能源全生命周期碳排放數(shù)據(jù)庫，導(dǎo)致無法滿足法案要求的申報產(chǎn)品全生命周期碳排放的要求，仍會影響出口企業(yè)碳排放測算。需要相關(guān)部門加快建立完善的碳排放數(shù)據(jù)庫，為出口企業(yè)應(yīng)對國際碳市場提供數(shù)據(jù)支持。
結(jié)語
綠電直連政策作為我國能源轉(zhuǎn)型的重要創(chuàng)新舉措，標(biāo)志著我國能源體系正從“集中式供給”向“分布式協(xié)同”轉(zhuǎn)型。在新型電力系統(tǒng)建設(shè)中，通過“增量+存量”全場景覆蓋、模式創(chuàng)新、流程簡化、“離網(wǎng)+并網(wǎng)”保障收益，突破配電業(yè)務(wù)范圍壁壘、重構(gòu)商業(yè)模式、激活市場活力，化解政策博弈與權(quán)利不均等深層矛盾，構(gòu)建“需求導(dǎo)向-市場驅(qū)動-制度護航”的新型配電方式，為新能源規(guī)模化應(yīng)用和用戶側(cè)資源聚合開辟新的制度路徑。盡管在實施過程中面臨諸多挑戰(zhàn)，但隨著政策的不斷完善和市場機制的逐步成熟，綠電直連將重塑我國能源生態(tài)，推動電網(wǎng)企業(yè)、發(fā)電企業(yè)和負荷側(cè)用戶角色的深刻轉(zhuǎn)變，構(gòu)建以新能源為主體、源網(wǎng)荷儲深度協(xié)同的新型能源體系，為我國實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)奠定堅實基礎(chǔ)。
