中國儲能網(wǎng)訊：5月底，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關于有序推動綠電直連發(fā)展有關事項的通知》（以下簡稱“650號文”），綠電直連政策靴子終于落地。文件首次明確允許光伏、風電等綠色電源項目通過專線直接輸送給特定用戶，打破了傳統(tǒng)電力系統(tǒng)“源—網(wǎng)—荷”架構(gòu)，可謂“一線飛架源荷，天塹變通途”。作為頂層設計文件，政策對概念界定、投資主體、安全責任、反送電等作了明確規(guī)定，引發(fā)社會各界高度關注。結(jié)合近期社會各界討論情況，筆者認為從頂層設計到落地實施，還有部分問題需要各地能源主管部門進一步細化。
促消納和破壁壘的雙重需要
促消納方面，綠電直連為新能源就地就近消納提供了新模式。近年來我國新能源快速發(fā)展，傳統(tǒng)依賴大電網(wǎng)的新能源消納模式已難以完全適應當前風光高比例接入電力系統(tǒng)的需求。2024年我國新能源裝機規(guī)模達到12.5億千瓦，提前6年兌現(xiàn)了承諾的目標。今年2月，全國新能源裝機總量達14.6億千瓦，首次超過火電裝機（14.5億千瓦），占比達42.8%。然而，我國只有省級電力調(diào)度中心負責平衡，全部消納壓力由電網(wǎng)企業(yè)承擔，壓力巨大。全國新能源消納監(jiān)測預警中心數(shù)據(jù)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、2.8個百分點。我國西北、華北部分省份風光裝機占比已超過50%，開始突破傳統(tǒng)電網(wǎng)承載極限，棄電問題日益突出。因此，需發(fā)展源網(wǎng)荷儲一體化、智能微電網(wǎng)以及綠電直連等低層級新能源就地消納新模式，減輕大電網(wǎng)壓力。
破壁壘方面，綠電直連更好滿足了外向型企業(yè)綠色用能需求。近年來，歐盟制定的國際出口貿(mào)易規(guī)則逐步收緊：2023年5月，歐盟公布碳邊界調(diào)整機制，明確在電力間接碳排放核算中，直連電力和購電協(xié)議（PPA）購買電力可采用實際排放因子核算；2024年4月，歐盟新電池法案配套的動力電池碳足跡核算細則草案征求意見稿規(guī)定，只認可直連電力和國家平均電力消費組合兩種電力碳足跡核算方式，不再認可PPA。歐盟綠色新政正從“綠電、綠證均認可”過渡到“只認綠電”，再到“只認可綠電直連”，要求持續(xù)趨嚴。傳統(tǒng)綠電采購模式因電網(wǎng)混輸特性，往往難以提供精準的綠電溯源證明，導致企業(yè)在國際碳核算中陷入被動。綠電直連模式的推廣，為這一困局提供了破題之鑰。
國內(nèi)政策及實踐的有益探索
綠電直連政策出臺之前，我國已有多個文件提及“綠電直連”。“十四五”以來，我國為促進新能源就地就近消納，陸續(xù)出臺政策支持新能源直供電，探索新能源電力專線供電、自備電站、依托增量配電網(wǎng)的新能源直供電、綠電聚合供應等模式，鼓勵在工業(yè)企業(yè)、工業(yè)園區(qū)、數(shù)據(jù)中心等周邊地區(qū)開展試點。早在2021年，國家能源局聯(lián)合農(nóng)業(yè)農(nóng)村部、國家鄉(xiāng)村振興局印發(fā)的《加快農(nóng)村能源轉(zhuǎn)型發(fā)展助力鄉(xiāng)村振興的實施意見》中就提出“創(chuàng)新發(fā)展新能源直供電”；2024年國家發(fā)展改革委等印發(fā)的《關于大力實施可再生能源替代行動的指導意見》提出“支持新型基礎設施發(fā)展綠電直供、源網(wǎng)荷儲一體化項目”；國家能源局《關于支持電力領域新型經(jīng)營主體創(chuàng)新發(fā)展的指導意見》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”。
地方層面，部分省份出臺了支持政策，且要求存在差異。新疆、內(nèi)蒙古、寧夏、青海、甘肅、山西、山東、河北、安徽、浙江、吉林等省（區(qū)）均出臺政策，支持探索新能源直供電、源網(wǎng)荷儲一體化項目建設等方式實現(xiàn)綠電直連。在源荷儲配置方面，多數(shù)省份要求按照15%及以上、2—4小時（時長）配置儲能；山西要求新能源容量不低于用電負荷的1.05倍；寧夏要求不超過新增負荷和儲能規(guī)模之和；新疆要求為新增負荷的1.5倍。地方政策大體在按照“以荷定源”的思路確定項目的新能源規(guī)模，要求項目具有一定自平衡、自調(diào)節(jié)和自消納能力。在價格機制方面，新疆、山東、甘肅、寧夏規(guī)定自發(fā)自用電量收取政策性交叉補貼、系統(tǒng)備用費和政府性基金及附加；內(nèi)蒙古規(guī)定自發(fā)自用電量暫不征收系統(tǒng)備用費和政策性交叉補貼；新疆按燃煤自備電廠有關標準的50%收取系統(tǒng)備用費。在項目探索方面，新疆庫車綠氫示范項目等已經(jīng)投運，甘肅酒鋼等10余個項目正在建設。
總體來看，在用戶綠色用能和降低用電成本等需求驅(qū)動下，綠電直連已經(jīng)從概念走向落地。各地的探索實踐也暴露了綠電直連落地的若干關鍵問題，推動了綠電直連政策的出臺。
國外并未形成統(tǒng)一共識和運營標準
長期以來，國外并未明確禁止“直連”，但也未對“直連”進行明確規(guī)定。美國、歐盟成員國等允許用電企業(yè)與發(fā)電商直接簽訂合同，在附近興建風能、太陽能或其他清潔能源發(fā)電項目，并通過專用線路將電力輸送到企業(yè)。發(fā)電商與用戶簽訂PPA進行“專線”交易。相比虛擬PPA的高度靈活性，物理PPA則受到多種約束，并不流行。
近年來，歐盟部分成員國陸續(xù)研究出臺直連線路相關政策。
一是普遍要求直連線路的建設審批必須經(jīng)過該國系統(tǒng)運營商的批準，在緊急情況下，系統(tǒng)運營商有權(quán)接管。如捷克、丹麥、波蘭、愛沙尼亞、立陶宛等國，直連線路建設均需得到能源部門及系統(tǒng)運營商的批準；捷克、波蘭等國明確，緊急情況下系統(tǒng)運營商有權(quán)接管并使用直連線路保障系統(tǒng)安全。
二是明確直連線路模式以中小型用戶為主。如波蘭規(guī)定，超過2兆瓦的主體必須與輸電網(wǎng)相連接，不允許以直連模式運營；愛沙尼亞允許離網(wǎng)的中小型用戶建立直連模式，但用戶與電源距離在6千米以內(nèi)。
三是對直連線路的所有權(quán)及供電用戶數(shù)量進行嚴格限制，避免直連線路替代公共電網(wǎng)。例如，丹麥的直連線路項目審批增設了公共電網(wǎng)特征評估、接入電壓等級核定、直連用戶規(guī)模限定等多項條款，明確直連線路的所有權(quán)僅屬于發(fā)電方或用電方，單一發(fā)電方的供電用戶上限為4家。
總體來看，歐盟對綠電直連基本停留在政策法規(guī)層面，相關技術(shù)性規(guī)定較為模糊，歐盟內(nèi)部成員國尚未形成統(tǒng)一規(guī)范的運營標準，也未得到廣泛認可。歐洲能源證書發(fā)行協(xié)會等權(quán)威機構(gòu)對于新電池法案提出異議，認為“只認綠電直連，否認綠電綠證交易過于簡單粗暴”。
綠電直連落地仍需關注4個重點問題
首先，綠電直連項目的經(jīng)濟性需要因地制宜論證。理論上，電力系統(tǒng)本身就是最大的“源網(wǎng)荷儲”系統(tǒng)，“綠電直連”形成的小系統(tǒng)在可靠性相同的前提下，經(jīng)濟性必然低于大系統(tǒng)；用戶承擔建設、運維等成本后，其經(jīng)濟性將進一步降低。近期，社會各界也開展了綠電直連項目經(jīng)濟性的大討論，不同機構(gòu)的測算結(jié)果差異顯著：有的機構(gòu)測算項目的度電經(jīng)濟性高達0.1—0.2元，有的機構(gòu)則認為在公平承擔輸配電費、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后，項目并不具備經(jīng)濟性。究其原因，是不同省份能源資源稟賦，以及不同項目的負荷水平、土地資源等差異極大。例如，新疆庫車綠氫示范項目繳納各類費用后，仍比公共電網(wǎng)電價便宜0.1元/千瓦時以上，甘肅酒鋼項目繳納各類費用后與公共電網(wǎng)供電成本相比并無優(yōu)勢。因此不同省份，甚至同一省份的不同項目，應充分做好經(jīng)濟性論證。
其次，部分問題仍需各地出臺實施細則進一步明確。合理繳納相關費用方面，政策明確“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”，但各類費用收取標準并未明確，哪些費用按照負荷電量收取、哪些按照下網(wǎng)電量收取、輔助服務費用分攤標準等，需要進一步明確計算方式。在綠電直連參與市場方面，政策規(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”，若直連項目報量報價參與現(xiàn)貨市場，其反送曲線由市場出清決定，這與“調(diào)度機構(gòu)應按照項目自主安排的發(fā)用電曲線下達調(diào)度計劃”存在沖突。此外，就近就地消納距離、上網(wǎng)電量比例、退出機制、存量電源是否可轉(zhuǎn)為直連項目等，仍需各地結(jié)合實際進一步明確。
再次，綠電直連政策需與輸配電價改革、電力市場化改革等協(xié)同推進。現(xiàn)行的輸配電價中，容量電費偏低，大部分電網(wǎng)成本需通過與電量相關的電量電費回收；綠電直連模式“大接網(wǎng)容量、小下網(wǎng)電量”的特點，導致主要隨同售電量征收的電網(wǎng)輸配電費用無法充分回收。差額成本在下一核價周期轉(zhuǎn)嫁給未開展綠電直連的用戶，這會導致非直連用戶終端電價上漲，進一步逼迫用戶開展綠電直連，形成“死亡螺旋”。因此，需要統(tǒng)籌優(yōu)化兩部制輸配電價體系，逐步形成“容量電費回收電網(wǎng)除線損外的所有成本，電量電費回收電能流經(jīng)電網(wǎng)的網(wǎng)損成本”的輸配電價體系。在電力市場化改革方面，需完善綠電直連市場準入機制，明確參與交易類型，優(yōu)化用戶側(cè)峰谷價格等，以市場機制促進直連項目優(yōu)化自發(fā)自用比例、配置儲能等措施降低成本，同時通過銷售上網(wǎng)電量、提供輔助服務等獲得額外收益。
最后，項目業(yè)主應關注項目實施過程中的風險。綠電直連涉及政府、發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)、用戶等多方利益，各方訴求各不相同。同時，綠電直連與電力市場、碳市場、消納責任權(quán)重、歐盟碳關稅等各類政策密切相關。結(jié)合增量配電改革經(jīng)驗，項目業(yè)主應關注投資收益不及預期、供電可靠性差、政策不合規(guī)、購電協(xié)議履約分歧等風險，重點關注電力市場、碳市場等各類市場和歐盟碳邊境調(diào)節(jié)機制動態(tài)，及時規(guī)避由政策變動帶來的相關風險。
綠電直連是新型電力系統(tǒng)建設的重要一環(huán)。650號文構(gòu)建了統(tǒng)一的制度框架，清晰界定了物理技術(shù)界面與責任劃分標準，不僅滿足了外向型企業(yè)綠色用能需求，還解決了地方與企業(yè)自發(fā)探索的規(guī)則碎片化問題。更重要的是，它推動電網(wǎng)企業(yè)保障用戶供電從“無限責任”向“有限責任”轉(zhuǎn)變，實現(xiàn)了供電可靠性與電價掛鉤，為新型電力系統(tǒng)多元主體接入提供了可操作的方案。未來，各方應進一步凝聚共識，形成合力，助力綠電直連落地，服務新型電力系統(tǒng)建設和“雙碳”目標實現(xiàn)。
