绿电直连实践及发展建议

主讲嘉宾：田士君嘉宾职务：国网能源研究院研究员 场景创新价值重构全球共赢 目录ONTENTS 01/绿电直连的起源-绿色权益认证 02/我国绿电直连的实践 03/绿电直连问题及发展趋势 场景创新价值重构全球共赢 、绿电直连的起源-绿色权益认证 长期以来，国内外相关政策均明确禁止新能源专线拉专线向用户供电。从经济性考虑，新能源随机性、波动性较大，发用电企业也没有动机开展相关探索。新能源拉专线仅在特殊场景下零星开展，为形成主流发展模式。 《电力供应与使用条例》（国务院令第196号）。第三十条第（六）项：未经供电企业许可，擅自引入、供出电源或者将自备电源擅自并网，属于扰乱供电秩序的行为。第九十一条：在供电营业区内建设的各类发电厂，未经许可，不得从事电力供应业务。 供电专营制度：《中华人民共和国电力法》第二十五条：供电企业在批准的供电营业区内向用户供电。核心限制：非电网企业不得直接向用户供电。 关于进一步推进增量配电业务改革的通知“试点项目内不得以常规机组“拉专线”的方式向用户直接供电” 第十四届储能国际峰会暨展览会4 一、绿电直连的起源-绿色权益认证 欧盟等经济体通过碳边境调节机制（CBAM）、新电池法等构建绿色贸易规则，对出口到欧盟的钢铁、电池等产品生产过程产生的碳排放提出了更高要求，本质上是贸易壁垒，目的是增加本地企业竞争力。 欧盟层面关于绿电直连模式的定义来自欧洲议会和理事会第2019/944号指令：“直连线路是指连接孤立发电站与孤立用户的电力线路：或连接电源与供电企业的电力线路，用于直接向其自有的场所、附属公司和客户供电的电力线路。 一、绿电直连的起源-绿色权益认证 欧盟内部，各成员国在制定本国“直连线路”相关规则时也有不同的理解，总体偏向保守均对“直连线路”模式设定了更加严格、细化的要求，尚未形成统一规范的运营标准。 对直连线路的所有权及供电用户数量进行了严格限制 如丹麦的直连线路项审批增设了公共电网特征评估、接入电压等级核定直连用户规模限定等多项条款，明确直连线路的所有权仅属于发电方或用电方，单一发电方的供电用户上限为4家 明确直连线路模式以中小型用户为主 如波兰规定，超过2兆瓦的主体必须与输电网相连接，不充许以直连模式运营。爱沙尼亚充许离网的中小型用户建立直连模式，但用户与电源距离在6公里以内。 直连线路的建设审批必须经过系统运营商的批准 如捷克、丹麦、波兰、爱沙尼亚、立陶宛等国，直连线路的建设均需得到能源部门及系统运营商的批准。捷克、波兰等国明确在紧急情况下，系统运营商有权接管并使用直连线路保障系统安全。第十四届储能国际峰会暨展览会 一、绿电直连的起源-绿色权益认证 实践中，欧盟成员国内部尚未探索出“直连线路”模式的成熟规范发展模式。美国、欧盟等国家允许发电企业兴建风能、太阳能或其他清洁能源发电项目，并通过专用线路将电力输送到用电企业。发电商与用户签订物理购电协议（PPA）进行“专线（Private-wire）”交易。相比虚拟PPA的高度灵活性，物理PPA则受到多种约束，并不流行。 二、我国绿电直连的探索 我国推动绿电直连的主要动机是促进新能源的就近消纳和满足欧盟推出碳边境调节机制CBAM）等绿色贸易壁垒措施也对绿色电力认证提出新的要求。 欧盟出台碳边境调节机制（CBAM）和修订新电池法规对进口商品提出绿电直连的框架性政策选项。 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。 ：，2024年4月，欧盟新电池法案配套的动力电池碳足迹核算细则草案征求意见稿中规定，只能采用直连电力和国家平均电力消费组合这两种电力碳足迹核算方式，不再认可PPA。欧盟绿色新政逐步从“绿电、绿证均认可”过渡到“只认绿电”再过渡到“只认可绿电直连”要求逐步趋严。 我国西北、华北部分省份风光装机占比已超过50%，开始超越传统电网承载极限，弃电问题日益突出。驱需发展源网荷储一体化、智能微电网以及绿电直连等低一层级的新能源就地消纳新模式，减轻大电网的压力。 二、我国绿电直连的探索 在650号文件出台之前，我国在多个文件中提出“绿电直连，各地也进行了积极探索 2021年，国家能源局联合农业农村部、国家乡村振兴局印发的《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》中提出“创新发展新能源直供电”国家发展改革委等《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”。国家能源局《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”。国家能源局《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” 新疆、内蒙、山西、甘肃等20个省已出台源网荷一体化项目相关文件，其中，部分项目也属于绿电直连范畴。2025年2月江苏省印发的《关于创新开展绿电直连供电试点项目建设工作的通知》（苏发改能源发【2025】115号）在全国率先启动由电网企业统一规划建设连接电池企业和绿电电源的绿电专线的创新试点。650号文发布后，青海、云南等10余个省份出台实施方案，山东、湖北等省份出台零碳园区建设方案根据各省相关产业布局绿电直连项目。国内风光制氢一体化项目，燃煤自备电厂可再生能源替代工程等也属于《意见》中描述的绿电直连项目。 二、我国绿电直连的探索 绿电直连定义：绿电直连是指风电、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直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式（650号文）。 二、我国绿电直连的探索 点对点型：依托存量自备电厂（1-A）新建新能源电站·可多点对单点（1B) 二、我国绿电直连的探索 项目对项目建设提出要求，鼓励新建负荷、新建电源开展直连，存量负荷、存量电源满足特定条件可开展绿电直连 二、我国绿电直连的探索 截至2026年2月底，全国有84个绿电直连项目已完成审批，新能源总装机规模3259万千瓦。平均单个项目装机约38.8万干瓦。项目集中在三北地区，其中内蒙古数量最多，规模最大。粗略统计绿电直连项目数量、规模约占源网荷储一体化项目的10-20%左右。 江苏徐圩增量配电网光伏项目示慧图（点对网 二、我国绿电直连的探索 1192号文明确了绿电直连等就近消纳项目电价政策。绿电直连可以节约的费用包括：1.通过降低接入公网容量降低输配电费：2.通过增大自发自用降低分难的系统运行费：3.通过提高负荷率（多用电）节约输配电费。 可靠性要求高、按要求需进行容量备份的项目，可选择继续按现行两部制输配电价模式缴费系统运行费按照下网电量收；政府性基金及附加未明确，估计按照负荷用电量收，14 二、我国绿电直连的探索 项自经济效益由新能源机制电价水平、负荷率、自发自用率、并网容量等多个因素确定。负荷率为系统平均负荷率的情况下，当机制电价水平高于省内市场化交易均价的幅度大于减少下网电量对应的系统运行费和线损折价时，项自没有经济性。 项目负荷规模260兆瓦，配套的光伏电站装机容量300兆瓦。 项目年用电量约10亿干瓦时，折合年利用小时数约3846小时。 项目并网变压器容量300MVA，不考虑光伏发电时年平均负荷率38.1%。220kV负荷年平均负荷率取48.8% 配套光伏年发电量3.9亿于瓦时，平均利用小时数1500小时。 由于新能源机制电价低于发电侧市场化交易均价直连经济效益更好。 即使平均负荷率低于全网平均，项目仍可依靠节约系统运行费、线损折价等费用实现盈利。 三、绿电直连问题及趋势 面临的问题 一是加大了电源电网统筹规划的难度 绿电直连负荷、电量游离于电力系统平衡体系之外，新能源发电与用户负荷曲线叠加后，电网负荷特性电量平衡、调峰平衡将发生较大变化，影响规划边界条件，电力规划不确定性增加。 公用电网规划充分考虑源网荷储最优匹配·能够更好统筹资源·绿电直连项目多从自身出发建设专线·缺之对电力系统全局优化的考虑一定程度上影响电力资源配置效率。 二是涉网标准尚未建立·存在安全隐患 自前国家层面尚未出台绿电直连和一体化项自接网服务规范和技术标准，用户出于降低成本角度可能会选择购实价格低廉、质量不高的设备，存在涉网性能不达标监控手段不足等问题。 在恶劣天气等情况下极易发生故障·如果项目规模大·则在故障时可能会对系统运行产生较大冲击。 若直连专线与大电网交叉跨越·在检修事故等方式下·存在系统安全人身安全隐患。 三、绿电直连问题及趋势 面临的问题 三是一体化项目参与市场机制不明确·商业模式单 市场参与机制方面，缺之专项实施细则支撑，一体化项目作为整体在市场准入交易规则收益分配等环节无明确规范：返送电量参与现货市场的方式绿色权益归属等问题尚未明确。 商业模式上，一体化项自仅依靠减少下网电量节约相应系统运行费和提高负荷率降低输配电费两种方式节约用电成本。尚未形成“电能量+辅助服务+绿电收益”的多元收益模式，峰谷价差不足、辅助服务价格信号不充分等问题，进一步制约盈利空间。 在能源托管、用能管理、碳管理等方面的商业模式模式仍未探索。 四是部分政策细则仍有得进一步完善 例如，“就近就地消纳距离上网电量比例缺乏具体量化标准，未明确不同场景下的合理國值。 自发自用电量占比、上网电量占总可用发电量比例的考核方式未界定考核周期与核算流程，项目未达到消纳比例要求时的违约责任未明确。 反送电量是否可以参与现货市场，如何参与现货市场尚未明确。 三、绿电直连问题及趋势 面临的问题 五是各类新型主体发展方式更加多元·一体化项目不一定是最优选择 随着新能源可持续发展结算机制、一体化项目参与市场、代理购电及配套的输配电价体系等政策逐步明确，未来新能源发展模式更加多元·投资主体可根据自身需求选择发展方式 从新能源机制电价水平看，多数省份高于市场化交易均价。当机制电价水平高于省内市场化交易均价的幅度大于减少下网电量对应的系统运行费和线损折价时·新能源的最优策略是直接并网 随着新能源全面入市，市场化交易均价将进一步降低一体化项目的经济性需要因地制宜论证。 三、绿电直连问题及趋势 发展趋势 一是不同省份新能源装机、绿电直连等将差异化发展 不同省份能源资源桌赋·不同项目的负荷水平、土地资源等差异极大绿电直连项目的经济性需要因地制宜论证。不同省份的新能源入市政策、绿电直连项目要求差异较大。 二是各类保障政策逐步完善，推动绿电直连成为新能源就近消纳的主流形式 第四轮输配电价进一步完善单一容量输配电价，为未来十年新型电力系统建设立下权责清晰的规则。现货市场全面开展，未来会进一步完善绿电直连、源网荷储一体化等业态参与现货市场方式。 三是欧盟绿电直连落实方式、我国碳市场相关政策给绿电直连带来不确定性风险 绿电直连与电力市场、碳市场、绿电绿证市场消纳责任权重等各类政策密切相矢 。欧盟新电池法属于产业政策·对于电力直连的技术性规定较为模糊：提出直连模式主要是考虑方法学的完整性·更多还是希望通过全国平均电力碳足迹因子来核算。 四是部分实施细节仍需各省进一步完善，可能影响项自落地 政策要求省级能源主管部门“细化就近就地消纳距离上网电量比例等要求”。→部分条款未明确实施举措，如反送电量参与现货市场方式、等。 ESIE2026 第十四届储能国际峰会暨展览会THE14THENERGYSTORAGEINTERNATIONALCONFERENCEANDEXPO 场景创新价值重构全球共赢InniovatingScenaricsRedefiningValueConnectingtheWarld THANK YOU! 2026年3月31日4月3日北事·首者国际会用中心March31-Aprll3,2026CagitalIntematordlEdhibition&Convention CeterBejirChir