中國儲能網(wǎng)訊：盡管綠電直連模式被廣泛看好，但當(dāng)前在實際落地中，仍面臨專線建設(shè)主體不明確、集中式與分布式適用范圍界定模糊等問題。
在全球碳中和浪潮推動下，綠電直連作為新能源消納的創(chuàng)新模式，正成為企業(yè)降低碳足跡的重要選擇。
“然而，當(dāng)前綠電直連在政策與經(jīng)濟層面仍面臨較大風(fēng)險，電價責(zé)任如何劃分、負(fù)荷資源如何對接，以及歐盟認(rèn)證等環(huán)節(jié)均存在不確定性，多數(shù)企業(yè)仍處于觀望狀態(tài)。”在日前召開的“電力低碳保供研討會”上，有業(yè)內(nèi)專家直言，唯有讓企業(yè)切實看到綠電直連帶來的盈利前景，才能有效推動其積極參與。目前，該領(lǐng)域尚未出現(xiàn)“一窩蜂”式的投入，諸多問題有待通過實踐逐步厘清，其中成本分?jǐn)偱c定價機制是當(dāng)前爭議的焦點。
開辟新能源發(fā)展新路徑
綠電直連是指風(fēng)電、太陽能發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電等新能源不直接接入公共電網(wǎng)，而通過與用戶直接連接的電力線路向單一用戶供電，供應(yīng)的電量可以清晰物理溯源。今年5月，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(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），首次從國家層面明確“綠電直連”模式的制度框架。這標(biāo)志著我國新能源消納機制迎來重大突破，新政策為破解綠電溯源難題、激發(fā)新能源消費市場活力提供了“專屬通道”。
綠電直連的推進(jìn)既是外部壓力的倒逼，也是內(nèi)部需求的驅(qū)動。
當(dāng)前，國際碳關(guān)稅立法加速演進(jìn)，美國、歐盟等發(fā)達(dá)國家和地區(qū)通過單邊碳壁壘重塑貿(mào)易規(guī)則。歐盟《碳邊境調(diào)節(jié)機制》（CBAM）于2023年5月正式實施，美國《清潔競爭法案》采用“相對碳排放量”標(biāo)準(zhǔn)。自2027年起，出口至歐盟的動力電池必須持有“電池護(hù)照”，提供包含制造商、材料成分、碳足跡等12項關(guān)鍵信息；韓國、法國、意大利等國家對光伏產(chǎn)品碳足跡提出要求；美國對含碳量超過基準(zhǔn)線的進(jìn)口產(chǎn)品征收碳費，征收范圍涵蓋化石燃料、石化產(chǎn)品、鋁、玻璃等領(lǐng)域?；趪H碳足跡法規(guī)的強制要求及國際貿(mào)易新規(guī)的推動，碳足跡已成為企業(yè)出海的必答題。
從國內(nèi)看，隨著新能源躍升式發(fā)展，消納壓力遞增，在遠(yuǎn)距離輸送的同時，通過綠電直連等模式創(chuàng)新，拓展新能源應(yīng)用場景，挖掘就近就地消納潛力，可有效提升新能源利用效率。
國家電投經(jīng)研院戰(zhàn)情所所長裴善鵬指出，當(dāng)前，以“風(fēng)光”為代表的新能源發(fā)展模式正面臨上網(wǎng)電價下行、收益不確定性增加等挑戰(zhàn)。在“風(fēng)光”發(fā)電量大發(fā)時段，山東等地已多次出現(xiàn)負(fù)電價現(xiàn)象，而像阿拉善這樣新能源資源富集的地區(qū)，也面臨“賣電難”的消納困境。在此背景下，綠電直連通過就地消納和“變賣電為賣綠”的創(chuàng)新模式，為新能源拓寬發(fā)展路徑，提升了項目的經(jīng)濟性與環(huán)境價值。
成本分?jǐn)偸遣┺慕裹c
盡管綠電直連模式被廣泛看好，但當(dāng)前在實際落地中，仍面臨專線建設(shè)主體不明確、集中式與分布式適用范圍界定模糊等問題。尤其根據(jù)“650號文”要求，該類項目需繳納輸配電費、系統(tǒng)運行費、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用。然而，綠電直連自發(fā)自用部分是否應(yīng)當(dāng)承擔(dān)公共電網(wǎng)相關(guān)費用？合理的費用邊界應(yīng)如何界定？這些爭議都是當(dāng)前政策和市場博弈的焦點。
對此，裴善鵬提出兩種定價思路：一是全額繳納輸配電價、政府性基金及附加等費用；另一種則建議在調(diào)節(jié)資源豐富（如水電充裕）或新能源資源富集（如西北地區(qū)）的區(qū)域，參考自備電廠模式進(jìn)行定價，采取一種更精細(xì)化的成本分?jǐn)偡绞剑皇呛唵蔚厝~繳納，以降低綠電直連項目的度電成本。
如果將電網(wǎng)類比為四通八達(dá)的高速公路，常規(guī)用戶類似普通司機，高速行駛需同時支付“通行費”（電費）和“養(yǎng)路費”（輸配電費、基金附加等）。參考自備電廠模式的綠電直連項目則像擁有私家小路（自發(fā)電）的司機，不用交“通行費”，但隨時可能開上高速（從電網(wǎng)取電），必須為連接和隨時使用高速備用的權(quán)利繳納“接口維護(hù)費”（系統(tǒng)備用費）。同時，也要承擔(dān)社會義務(wù)，繳納 “稅收”（政府性基金及附加）和彌補自發(fā)自用導(dǎo)致的“補貼缺口”（交叉補貼）。
中國電力工程顧問集團華東電力設(shè)計院智慧能源室主任謝胤喆同樣認(rèn)為，綠電直連項目需承擔(dān)的費用應(yīng)分開看待，對于交叉補貼和政府性基金及附加，兩者都是社會普遍義務(wù)，如果針對自發(fā)自用部分進(jìn)行減免，相關(guān)成本會轉(zhuǎn)嫁到其他消費者，造成不公平現(xiàn)象?！皩τ谳斉潆妰r，并網(wǎng)型綠電直連項目仍需要電網(wǎng)提供備用，應(yīng)按照需量繳納基本電費，但自發(fā)自用部分電量按照原來的方式全部征收輸配電價也不合理，各省可以根據(jù)對產(chǎn)業(yè)的促進(jìn)和電價的承受能力進(jìn)行磋商，確定征收比例。對于系統(tǒng)運行費，大部分是需要承擔(dān)的，對于自配儲能的項目可以探索采用一定折扣，但不能全免。輔助服務(wù)費用目前由發(fā)電主體按發(fā)電量分?jǐn)?，因此綠電直連項目的余電上網(wǎng)部分也應(yīng)參與分?jǐn)?。?/span>
體制機制有待進(jìn)一步完善
值得注意的是，對于企業(yè)用戶而言，綠電直連并不意味著降電價。
“費用疊加之后的價格可能是上升的。對用戶而言，除出口產(chǎn)品碳約束有直連剛需外，不一定需要選擇綠電直連模式，通過綠電綠證交易獲得綠色權(quán)益，來滿足可再生能源配額等要求可能更劃算?！弊匀毁Y源保護(hù)協(xié)會能源轉(zhuǎn)型項目高級主管黃輝指出，綠電直連項目屬于重資產(chǎn)，投資回收期較長，投資者更看重用戶用電負(fù)荷的穩(wěn)定性和可持續(xù)性。地方政策需進(jìn)一步明確電源項目轉(zhuǎn)為其他用途或市場化并網(wǎng)消納條件，確保電源投資資產(chǎn)可持續(xù)運行和合理回報。
綠電直連已由國家層面完成頂層設(shè)計和框架規(guī)范，而各省在具體實施細(xì)則上存在差異。謝胤喆舉例，云南重點支持綠色鋁、硅光伏、新能源電池等新建項目，河北優(yōu)先支持算力、鋼鐵、水泥等行業(yè)企業(yè)；云南要求負(fù)荷距離電源匯集站原則上不超過50公里，青海綠電直連實施方案則沒有距離限制。目前看，綠電直連項目面臨投資成本、電價空間、交易風(fēng)險等挑戰(zhàn)，更適合有碳排放剛性約束的企業(yè)去做，從而在歐盟碳關(guān)稅方面獲得一定的溢價空間。
裴善鵬認(rèn)為，布局綠電直連需重點考慮兩大因素：其一，在“風(fēng)光”資源富集區(qū)域推進(jìn)此類項目，投資運營成本相對較低，經(jīng)濟壓力較??；其二，接入柔性負(fù)荷較高的用戶，其生產(chǎn)流程可靈活適配風(fēng)光出力特性，降低配儲需求，并通過優(yōu)化用電時段進(jìn)一步提升項目整體收益。在適配產(chǎn)業(yè)選擇方面，建議優(yōu)先選擇電解鋁、儲能電池制造等兼具迫切綠電需求和“柔性負(fù)荷”的領(lǐng)域開展試點。
此外，對于東部地區(qū)大量出口導(dǎo)向型中小企業(yè)而言，綠電需求明確但難以單獨承擔(dān)點對點直連項目，“一個園區(qū)拉多根專線”既不經(jīng)濟也不現(xiàn)實。裴善鵬建議，將園區(qū)內(nèi)企業(yè)計量關(guān)口統(tǒng)一上移，由園區(qū)作為整體用戶購買綠電，再配電至區(qū)內(nèi)企業(yè)。當(dāng)前綠電直連明確“點對點”形式，實現(xiàn)規(guī)?；包c對多”應(yīng)用仍待關(guān)鍵機制與模式的進(jìn)一步突破。
