何以“直连”：绿电直连的20个问题和7个突破
凡鹏飞 2025年8月上海 目录 绿电直连的20个问题 绿电直连的7个突破 绿电直连的20个问题 首个绿电直连专项政策文件出台 6月9日，国家能源局官网上刊登《绿电直连赋能新能源发展助力开启绿电消费新篇章》政策解读文章。 国家发展和改革委员会家能源 83.8.8 (x25) 60 号 2025年5月21日，国家发展改革委、国家能源局出台《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源【2025】650号） 第一问：绿电直连政策出台的国内背景是什么？ 在国家“双碳”目标战略部署下，我国新能源开发规模稳居世界第一，传统依赖大电网的新能源消纳模式已难以完全适应当前风光高比例接入电力系统的需求 时代背景： 新能源发展的阶段性特征： 习近平总书记在中央政治同第十二次集体学习时指出：我国能源发展仍面临需求压力巨大、供给制约较多、绿色低碳转型任务艰巨等一系列挑战，应对这些挑战，出路就是大力发展新能源。“ 新能源发展跃升到新的台阶： 2024年6月，新能源累计装机11.8亿千瓦，首次超过煤电：●2025年3月，新能源累计装机14.8亿千瓦，首次超过火电●2025年5月，光伏发电累计装机突破10亿千瓦。 新能源消纳进入关键瓶颈期： 西藏、青海、蒙西、陕西、河北甘肃六省份（地区）的光伏利用率低于90% 全国风电利用率全国光伏利用率（同比下降3.5个百分点）（同比下降2.8个百分点） 2025年3月全国新能源消纳监测预警中心数据 第一问：绿电直连政策出台的国内背景是什么？ 能源新业态进入蓬勃发展新时期： 制度设计进入密集创新的关键时期： 2024年以来，围绕绿电直连直供的相关政策呼声不绝于耳。 《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》（发改能源【2024）1537号）支持新型基础设施发展绿电直供、源网荷储一体化项目 关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》（国能发法改【2024】93号）探索建立通过新能源直连增加企业绿电供给的机制 《2025年能源工作指导意见》（国能发规划（2025）16号）研究制定绿电直连政策措施 第二问：绿电直连政策出台的国际环境如何？ 全球正围绕碳中和目标展开竞赛，欧盟已率先启动碳边境调节机制（CBAM）和电池法案。欧盟目前不认可简单购买绿证抵消碳排放，只有发电源与生产设施之间存在物理直连供电才能视为绿色电力，要求日趋严格的国际环境倒逼绿电直连政策出台，以破解碳关税壁垒。 电动车电池碳足迹计算规则草案及附件 2023年8月；建立统一的电池生命周期碳足迹监管要求，包括上游原材料、产品生产、运输、报废和回收；近日计划将尽职调查义务实施时间，从原定的2025年8月18日向后推迟两年。 2024年4月：《欧盟电池和废电池法案》的配套细则：电力消费碳足迹计算模型只允许“全国平均电力消费组合”和“直连电力”；·最终版至今尚未出台。 2022年3月：，不认可绿证，只认可绿电购电协议；·进口至欧盟或从欧盟出口的高碳产品，缴纳相应额度的税费或退还相应的碳排放配额。 第三问：“绿电直连”的内涵是什么？ 《通知》从国家层面首次明确了绿电直连的定义内涵，即风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过专用电力线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理潮源 新能源：电源要求为新能源，可以是分布式，也可以是集中式。不含水电和核电等常规能源。 单一用户：负荷为单一电力用户，向多用户开展绿色电力直接供应的，另行规定。 直连线路：电源与·电力用户由专用电力线路直接连接。 清晰溯源：与公共电网形成清晰的物理界面，实现电力供给的全流程物理溯源。 第四问：绿电直连与绿电直供有什么区别？ 绿电直供指通过分布式新能源项目直接向工业园区、农业产业园等提供绿色电力，实现能源生产与消费的直接对接， 绿电直连：专供单一电力用户，原则上由负荷作为主责单位，项目电源可由负荷投资，也可由发电企业或双方成立的合资公司投资。 绿电直供：向多用户开展绿色电力直接供应，不要求负荷作为主责单位，不要求负荷参与项目电源投资。 第五问：绿电直连与源网荷储一体化有什么区别？ 《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规【2021】280号）提出源网荷储一体化实施路径。源网荷储一体化是将电源、电网、负荷和储能进行优化整合的新型电力运行模式，旨在通过电源互补、电网调度、负荷互动和储能作用的源网荷储协同优化，实现能源资源的高效利用和电力系统的稳定运行， 源网荷储一体化：项目内部通过负荷侧调节响应等保障供需平衡，一般不允许向大电网反送电，需要配储提高自平衡能力。绿电直连：在现货市场连续运行地区，充许向大电网反送不超过20%的发电量，建议配储提升灵活性调节能力 消纳模式 源网荷储一体化：区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）等更广泛的区域和用户。绿电直连：单一电力用户。 用户范围 源网荷储一体化：电网企业可以参与。 投资主体 绿电直连：电网企业不可以参与投资。 第六问：绿电直连与隔墙售电有么区别？ 隔墙售电，即分布式发电市场化交易，指分布式发电项目单位与配电网内就近电力用户进行电力交易的模式，电网企业承担电力输送并配合组织市场化交易，收取“过网费”。 第七问：绿电直连的基本类型有哪些？ 按照负荷是否接入公共电网，绿电直连项自可以分为并网型和离网型两类 离网型项目 并网型项目 电源接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，项目电源、用户和直连线路作为整体接入公共电网，形成清晰的物理界面与责任界面。 电源、用户和线路均与公共电网无电气连接，作为独立系统开展运营。 第八问：绿电直连有哪些基本场景？ 绿电直连丰富了企业实现清洁绿色供电的方式，激发了新能源企业投资建设的热情，《通知》明确了四种可开展绿电直连的场景，对于实现绿电直连项自有序发展至关重要 存量新能源 E增量负荷 ·尚未开展电网接入工程建设 可通过配套建设新能源项目实现绿电直连， ·当地电网消纳空间不足行必要变更手续的前提下也可以开展绿电直连 存量负荷（出口外向型企业） 有降碳刚性需求的出口外向型企业，探索开展绿电直连，并充分利用周边新能源资源 存量负荷（有自备电厂） 其他存量负荷 不支持不禁止，在获得当地政府和电网的同意后开展。 有燃煤燃气自备电厂：足额清缴可再生能源发展基金，通过压减自备电厂出力，实现清洁能源替代。 第九问：如何策划规划绿电直连项目？ 省级能源主管部加强对绿电直连项自的统筹规划，确保绿电直连模式有序发展，坚持新能源发展、能源电力、国土空间等规划“一盘棋”，项目按整体方案统一建设、同步投产 【负荷规模确定】 【直连线路&接入管理】 【规模管理】 直连线路、接入系统等按电压等级纳入省级或城市的能源电力和国土空间等规划。 项目风电和太阳能规模要计入省级能源主管部门制定的新能源发电开发建设方案， 负荷规模应有依据和支撑 【项目备案】 【方案评审】 [方案编制] 项目应编制包含电源、负荷、直连线路和接入系统的整体化方案以专门章节评估系统风险、用电安全等，并提出具体技术措施。 组织具备资质的第三方机构开展方案评审。 按《企业投资项目核准和备案管理办法》等规定进行备案。 第十问：对项目的投资建设模式有哪些要求？ 为更好推动绿电直连发展，《通知》创新了绿电直连电源和线路的投资建设模式， 传统投资建设模式 绿电直连投资建设模式 ●主责单位：原则上由负荷作为主责单位。投资主体：电网企业不可以投资绿电直连项目：项目电源可由负荷投资，也可由发电企业或双方成立的合资公司投资：开 新能源接网工程： 由电网企业统一投资建设： 由新能源企业投资建设后再由电网企业回购。 直连专线原则上应由负荷、电源主体投资。 相关费用通过国家核定的输配电价统一回收， 源荷关系：电源与负荷不是同一投资主体的，应签订多年期购电协议或合同能源管理协议，划清责权事项 第十一问：绿电直连项目建设运行基本原则有哪些？ 绿电直连项自以满足企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平为自标。 绿电直连项目建设运行原则 源荷匹配 安全优先 责权对等 绿色友好 公平合理承担安全责任、经济责任与社会责任。 充分提升灵活性调节能力尽量减小系统调节压力。 “以荷定源”针对新能源消纳利用率和绿电消费占比提出明确指标。 加强安全管理保证安全稳定运行。 第十二问："以荷定源”的关键要求有哪些？ 并网型项目应按照“以荷定源原则科学确定新能源电源类型和装机规模《通知》围绕项目新能源消纳利用率和绿电消费占比，提出了一系列明确的指标。 项目整体新能源年自发自用电量占总用电量的比例应不低于30%。（2030年前不低于35%） 项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%。 现货市场连续运行地区可采取整体自发自用为主，余电上网为辅的模式，反送电的比例上限20% 第十三问：对项目接入电网有哪些要求？ 在电网接入上对项目和电网双方提出要求，强调电网企业应秉持公平无歧视开放原则， 按标准配置继电保护、安全稳定控制装置、通信设备等二次系统。 内部各设施涉网性能应满足相关标准，避免影响电网安全稳定运行， 及时组织竣工验收，并报送省级能源主管部门和国家能源局派出机构 电网企业应向满足并网条件的项目公平无歧视提供电网接入服务。 第十四问：如何加强调度运行管理？ 通过协调优化内部资源运行，绿电直连可以具有良好的调节能力和实时响应特性，在全国统一电力市场建设的大背景下，让绿电直连项自与调度管理机制和市场交易机制相街接是提升市场环境下绿电直连项目和大电网安全运行的重要保障， 调度机构应按照项目自主安排的发用电曲线下达调度计划，即正常运行状态下，项目将作为一个统一整体接受调度指令。 第十五问：直连项自和大电网的责任界面在哪里？ 绿电直连项目具有资源类型和投资主体多元化的特征，除负荷资源外，还具有新能源，储能等资源，若各类资源不是同一投资主体，则需要采用聚合方式运行，为加强安全管理水平，应与公共电网按产权分界点形成明确的安全责任界面，各自履行电力安全风险管控责任。 项目对公共电网的依赖明确量化，为电网调控提供确定性。 第十六问：对项目的系统友好性有哪些要求？ 系统友好性上强调内外两人维度，避免因“搭便车”导致公共电网负担转嫁。一方面绿电直连项自对内应提升灵活性调节能力，另一方面与大电网互联应限制交换功率的峰容差率，管控反送电、无功、电能质量 第十七问：直连项自如何参与市场交易？ 考虑新能源出力的不确定性和间歌性，推动绿电直连项自参与电力市场交易，对于提升新能源消纳利用水平、提高绿电直连项目用电可靠性、充分发挥绿电直连项目的灵活调节能力具有重要作用。 享有平等的市场地位 作为整体参与电力市场交易。电源和负荷不是同一投资主体也可以参照虚拟电厂模式，在分别完成注册后，以聚合形式参与电力市场交易。 第十八问：项目的价格机制如何？ 绿电直连项自不应因负荷就近利用新能源、减少上级电网下网电量而规避其应承担的社会责任，相反，应推动绿电直连项目与其他用户一样公平承担该履行的社会责任，按国务院价格、财政主管部门相关规定缴纳费用，各地不得违反国家规定减免有关费用 通过降低报装容量（减少输配电费）提升经济性 第十九问：如何开展项目计量结算？ 并网型绿电直连项目以项目接入点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行电费结算。项目应具备分表计量条件，禁止绕越装设的各电能计量装置用电 并网型绿电直连项目以项目整体与公共电网进行电费结算。电源和负荷不是同一投资主体的，双方之间交易电量及上网电量接膜绿证和绿色电力交易有关规定执行。 在各关口安装符合相关标准和有关部门认可的双向计量装置 第二十问：项目安全管理的要求有哪些？ 电力安全事关国计民生和经济社会发展，安全运行是电力系统的生命线，《通知》在安全管理上对绿电
