中國儲能網(wǎng)訊：5月底，國家出臺《關(guān)于有序推動綠電直連發(fā)展有關(guān)事項的通知》（以下簡稱“650號文”），提出風電、光伏發(fā)電、生物質(zhì)能等新能源通過直連線路向單一電力用戶供給綠電，實現(xiàn)電量清晰物理溯源。650號文發(fā)布后，地方政府、用電企業(yè)和社會投資方熱情高漲，綠電直連相關(guān)的專場研討會場次密集且討論熱烈，專家觀點交鋒激烈，可總結(jié)為：綠電直連政策“叫好”聲高，但想要“叫座”仍有較多難點待解。
對綠電直連政策落地要有足夠的信心
綠電直連政策很重要且很有必要。
一是國家非常重視綠電直連政策落地問題。綠電直連的概念并不難理解，但國家能源局圍繞該政策發(fā)布了8篇解讀文章，作者來自水規(guī)總院、電規(guī)總院、中國宏觀經(jīng)濟研究院、華北電力大學、中國有色金屬工業(yè)協(xié)會、中國能源研究會等國內(nèi)知名智庫，以及華能集團、國家電投兩家能源央企，解讀的內(nèi)容涵蓋了政策理解、潛在作用、應(yīng)用場景等方面，陣容豪華、內(nèi)容全面，并不多見。
二是綠電直連政策填補了國家層面政策空白。在650號文發(fā)布前，國家層面已在多個文件中對綠電直連的相關(guān)政策進行過闡述，例如《關(guān)于大力實施可再生能源替代行動的指導(dǎo)意見》提出“支持新型基礎(chǔ)設(shè)施發(fā)展綠電直供、源網(wǎng)荷儲一體化項目”，《關(guān)于支持電力領(lǐng)域新型經(jīng)營主體創(chuàng)新發(fā)展的指導(dǎo)意見》提出“探索建立通過新能源直連增加企業(yè)綠電供給的機制”。但是關(guān)于綠電直連的專項政策尚未正式形成。近年來，為了探索、推動綠電直連模式，山東、河南等多個省份主要參照《關(guān)于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導(dǎo)意見》制定政策。然而，該文件指出“通過優(yōu)化整合本地電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、負荷側(cè)資源，以先進技術(shù)突破和體制機制創(chuàng)新為支撐，探索構(gòu)建源網(wǎng)荷儲高度融合的新型電力系統(tǒng)發(fā)展路徑，主要包括區(qū)域（?。┘墶⑹校h）級、園區(qū)（居民區(qū)）級‘源網(wǎng)荷儲一體化’等具體模式”，并未包含綠電直連模式。650號文的出臺不僅填補了國家層面綠電直連模式政策的空白，更為地方政府制定相關(guān)政策提供了重要指引。
三是綠電直連政策積極回應(yīng)了地方政府及企業(yè)綠色發(fā)展的真實訴求。地方政府、企業(yè)用戶高度關(guān)注綠電直連，迫切需要相關(guān)政策支撐。在650號文發(fā)布前，地方政府和企業(yè)已經(jīng)對綠電直連項目開展大量探索：截至2025年6月底，內(nèi)蒙古自治區(qū)累計批復(fù)源網(wǎng)荷儲一體化項目（綠電直連項目）28個、規(guī)模1176萬千瓦，風光制氫一體化項目52個、規(guī)模3722萬千瓦；河南省批復(fù)工業(yè)企業(yè)類源網(wǎng)荷儲一體化項目超過100個。2024年，歐盟在新電池法的配套細則《電動車電池碳足跡計算規(guī)則草案及附件》中認可綠電直連模式，進一步凸顯了650號文的必要性和緊迫性。2025年2月，江蘇省印發(fā)《關(guān)于創(chuàng)新開展綠電直連供電試點項目建設(shè)工作的通知》，在全國率先啟動由電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)一規(guī)劃建設(shè)連接電池企業(yè)和綠電電源的綠電專線創(chuàng)新試點，這正是綠電直連訴求在省級層面的顯性化體現(xiàn)。
綠電直連政策落地要突出因地制宜
從綠電直連政策出臺的時機看，其側(cè)重點是理順綠色電力與負荷（主要是增量負荷）的協(xié)同發(fā)展關(guān)系，是一項重在解決實際問題的政策。各方需在思想上形成共識，在行動上堅持因地制宜。
一是綠電直連項目是新型電力系統(tǒng)的重要組成部分。首先，我國于2023年提出“加快構(gòu)建清潔低碳、安全充裕、經(jīng)濟高效、供需協(xié)同、靈活智能的新型電力系統(tǒng)”，新能源就近利用、就地消納是重要路徑之一。綠電直連通過“就地生產(chǎn)、就地消納”，能有效降低輸電損耗，并以更精準的源荷互動大幅提升新能源消納水平。其次，當前化解新能源產(chǎn)業(yè)階段性產(chǎn)能過剩、滿足存量大用戶降本增綠需求、激發(fā)新增負荷投資意愿、提升大電網(wǎng)在高波動電源下的安全穩(wěn)定性等問題，對決策智慧提出了考驗，而綠電直連模式有很大發(fā)揮空間——內(nèi)蒙古自治區(qū)通過綠電直連模式新增新能源裝機1000多萬千瓦、河南已批復(fù)上百個項目，便是例證。最后，綠電直連政策在破解配售電機制、激活市場活力方面也具有重要作用。隨著“用戶中心”時代的到來，未來綠電直連項目、增量配電網(wǎng)項目、智能微電網(wǎng)項目可借助虛擬電廠等新模式、新業(yè)態(tài)，成為精準協(xié)助用戶實現(xiàn)“雙碳”目標的重要發(fā)力點，助力國家加快形成以多業(yè)態(tài)消納高比例新能源的配售電市場新格局。
二是在實踐層面應(yīng)特別注重因地制宜。首先，綠電直連的對象以大用戶為主，需充分結(jié)合資源稟賦、用戶用電特點等要素制定落地政策：西北、東北地區(qū)新能源資源稟賦好、高載能產(chǎn)業(yè)集中，用戶對電價敏感，降本增綠的側(cè)重點以降本為主；華東、南方等經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)新能源資源稟賦相對較差、出口導(dǎo)向型企業(yè)多，對綠色能源的需求更突出，增綠訴求更強；河南等中部地區(qū)人口密集，電力廊道資源稀缺，適合大規(guī)模新能源直連的項目較少，可側(cè)重小規(guī)模新能源就近聚合直連模式。其次，綠電直連在技術(shù)層面的基本要求必須滿足，但量化指標的執(zhí)行需因地而異。
650號文在技術(shù)層面設(shè)定了嚴格標準，例如電壓等級限制在220（330）千伏以內(nèi)，要求接入自動化系統(tǒng)、遵循調(diào)度計劃，并須具備“四可”能力（可觀、可測、可調(diào)、可控）——這些是綠電直連項目安全穩(wěn)定經(jīng)濟運行的基本保障，必須嚴格滿足。650號文明確項目整體新能源自發(fā)自用電量占總可用發(fā)電量的比例不低于60%，用戶直連綠電電量占比不低于用戶總用電量的30%（2027年之前）；在現(xiàn)貨市場連續(xù)運行地區(qū)，企業(yè)不能消納的電量可參與交易，上網(wǎng)電量占總可用發(fā)電量的比例上限一般不超過20%。這些指標設(shè)定了上限或下限，實際落地時可結(jié)合本地情況適當調(diào)整。例如，作為全國首個響應(yīng)綠電直連政策的省份，6月23日內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局印發(fā)《關(guān)于進一步優(yōu)化源網(wǎng)荷儲一體化項目申報要求的通知》（內(nèi)能源新能字〔2025〕361號），修改并細化了《內(nèi)蒙古自治區(qū)源網(wǎng)荷儲一體化項目實施細則2023年修訂版（試行）》（內(nèi)能新能字〔2023〕1071號）的申報要求。該文件提出，綠電直連項目建設(shè)的集中式新能源總規(guī)模需在5萬千瓦以上，推算新增負荷年用電量不低于2億千瓦時；新能源自發(fā)自用比例不低于90%，遠超國家60%的最低標準；新能源所發(fā)電量占總用電量的比例不低于35%，達到國家2030年35%的標準要求——實現(xiàn)了老政策與新政策的平穩(wěn)銜接。
三是綠電直連電價問題必須清晰明確，不能含糊。綠電直連項目自發(fā)自用部分電量的相關(guān)費用繳納標準，直接關(guān)系項目經(jīng)濟效益，也決定該類項目能否全面推廣，拖延不得、含糊不得。然而，目前官方解讀尚未明確“繳什么、繳多少”。據(jù)報道，國家能源局正積極配合有關(guān)部門加快完善包括綠電直連在內(nèi)的新能源就近消納價格機制。在相關(guān)價格機制出臺前，粗淺談三點認識：
第一，直接或間接提高大用戶競爭力（包括降成本）應(yīng)成為綠電直連落地配套政策的重要參考原則。國家能源局有關(guān)負責人在650號文答記者問“為什么要出臺關(guān)于綠電直連的文件”時指出，“二是滿足用戶綠電消費需求”，通過增綠減碳打破有關(guān)國家對我國傳統(tǒng)和新興高載能行業(yè)實施的綠色貿(mào)易壁壘，提高企業(yè)競爭力；“三是為用戶降低用電成本提供更多選擇”，650號文鼓勵用戶在自主申報并網(wǎng)容量、自行承擔相應(yīng)責任的同時，通過提升靈活調(diào)節(jié)能力降低用電成本，這屬于直接降低企業(yè)成本。近10年來，我國光伏發(fā)電成本下降超過80%，風電發(fā)電成本下降超過60%，電化學儲能成本下降超過80%；光伏發(fā)電累計裝機規(guī)模突破10億千瓦，風電累計裝機容量達5.7億千瓦；2025年一季度，風電光伏合計發(fā)電量達5364億千瓦時，占全社會用電量比重達22.5%。新能源行業(yè)的技術(shù)進步帶來了發(fā)電成本的大幅下降，這種技術(shù)紅利應(yīng)傳導(dǎo)至用戶側(cè)——凡是能較好實現(xiàn)“源荷互動”的綠電直連項目，都應(yīng)名正言順地享受技術(shù)紅利，降低企業(yè)用電成本。河南省在《加快推進源網(wǎng)荷儲一體化實施方案的通知》中提出“謀劃推動更多項目，更好發(fā)揮源網(wǎng)荷儲一體化項目在降電價、促消納、調(diào)結(jié)構(gòu)、擴投資、保安全方面的重要作用”，將降電價作為制定綠電直連項目電價機制的重要參考原則。
第二，綠電直連項目呼喚新的價格機制。綠電直連項目是新型電力系統(tǒng)的重要組成部分，650號文要求并網(wǎng)型綠電直連項目“按照‘以荷定源’原則科學確定新能源電源類型和裝機規(guī)模”“應(yīng)通過合理配置儲能、挖掘負荷靈活調(diào)節(jié)潛力等方式，充分提升項目靈活性調(diào)節(jié)能力，盡可能減小系統(tǒng)調(diào)節(jié)壓力”。換言之，可從綠電直連項目對電力系統(tǒng)的影響程度視角探討相關(guān)價格機制。從綠電直連項目整體來看，650號文要求項目下網(wǎng)電量部分繳納輸配電費、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，這具有合理性；但自發(fā)自用部分若“一刀切”收取上述費用，則值得商榷。一是從產(chǎn)權(quán)視角看，650號文要求“直連專線原則上應(yīng)由負荷、電源主體投資”，電網(wǎng)企業(yè)不得參與投資，因此該專線并非電網(wǎng)企業(yè)資產(chǎn)。依據(jù)《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法》，“用戶或地方政府無償移交，由政府補助或者社會無償投入等非電網(wǎng)企業(yè)投資形成的輸配電資產(chǎn)”不得納入可計提收益的固定資產(chǎn)范圍，基于此，電網(wǎng)企業(yè)缺乏收取輸配電費的法律基礎(chǔ)，自發(fā)自用部分輸配電費不應(yīng)收取，至少不應(yīng)以輸配電費名義收取。二是從項目運行穩(wěn)定性視角看，新能源涵蓋風、光、生物質(zhì)等，特性差異顯著，費用繳納應(yīng)有所區(qū)別：風光發(fā)電具有波動性，但需綜合考慮項目儲能配置規(guī)模及負荷靈活調(diào)節(jié)能力；生物質(zhì)電廠可實現(xiàn)連續(xù)穩(wěn)定運行，出力特性與燃煤自備電廠無明顯差異。因此，650號文提及的四類收費不宜“一刀切”，新價格機制需分類探討。
第三，在現(xiàn)有價格機制下，對相關(guān)費用繳納標準的探討。一是仍可沿用火電自備電廠的結(jié)算邏輯，同時結(jié)合不同新能源出力穩(wěn)定程度的差異，對繳納內(nèi)容進行適當調(diào)整。傳統(tǒng)火電自備電廠的結(jié)算邏輯兼顧企業(yè)用電安全保障、社會責任公平分攤等，自發(fā)自用電量需繳納的費用一般包括系統(tǒng)備用容量費、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等，湖北、新疆等多個省份已出臺專門政策文件及收費標準。綠電直連項目自發(fā)自用部分電量的政策性交叉補貼、政府性基金及附加，可參照本地自備電廠繳納標準全額繳納（本地若有減免政策，按減免政策執(zhí)行）；如前文所述，自發(fā)自用部分輸配電費無需繳納。二是重點討論系統(tǒng)運行費繳納問題。綠電直連項目系統(tǒng)運行費包括下網(wǎng)部分電量系統(tǒng)運行費和新能源場站自發(fā)自用部分系統(tǒng)運行費。目前，用戶電費構(gòu)成包括交易電費、基本電費、上網(wǎng)線損、輸配電費、系統(tǒng)運行費、政府基金及附加等六項，綠電直連項目通過大電網(wǎng)下網(wǎng)部分的系統(tǒng)運行費，可按照現(xiàn)有用戶與電網(wǎng)的結(jié)算體系執(zhí)行。風光等不穩(wěn)定電源的綠電直連項目，其自發(fā)自用部分系統(tǒng)運行費（相當于火電自備電廠的系統(tǒng)備用容量費）應(yīng)當收取，收取電量核算標準為總可用發(fā)電量減去儲能充電電量，費用標準可參照本地風光場站的系統(tǒng)運行費用分攤標準，兼顧公平性并肯定儲能作用；生物質(zhì)、垃圾焚燒等可連續(xù)穩(wěn)定運行的電廠，該部分費用可考慮免征。
第四，需建立相應(yīng)協(xié)調(diào)保障機制，讓項目單位“最多跑一次”。綠電直連項目準入要求不低，在各類情形中，新增負荷（包括已報裝但未開工）項目數(shù)量相對有限；出口外向型企業(yè)主要集中在中東部地區(qū)，但這些地區(qū)新能源資源稟賦一般；擁有自備電廠的企業(yè)，如內(nèi)蒙古自治區(qū)多數(shù)該類企業(yè)近年來一直在實施新能源替代工程，可挖掘空間也有限。因此，省級能源主管部門一方面要按照650號文要求，結(jié)合本省電力供需形勢、消納條件等實際情況，進一步細化就近就地消納距離、上網(wǎng)電量比例、退出機制等具體要求，引導(dǎo)項目科學合理評估需求，避免實際運行與設(shè)計方案出現(xiàn)較大偏差、新能源消納不及預(yù)期等情況，尤其要減少或避免新能源圈占指標現(xiàn)象。另一方面，更重要的是在省級層面建立協(xié)調(diào)保障機制，確保項目在接入電網(wǎng)、參與電力市場交易等方面高效便捷。6月初，河南省發(fā)展改革委與國家能源局河南監(jiān)管辦公室聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于切實做好各類電源項目接網(wǎng)有關(guān)工作的通知》，明確要求制定源網(wǎng)荷儲一體化項目接網(wǎng)綠色通道政策，做好“首辦負責制”，讓項目單位“最多跑一次”，積極營造全行業(yè)支持服務(wù)分布式光伏和源網(wǎng)荷儲一體化項目建設(shè)的良好氛圍，這一做法值得借鑒。
