绿电直连模式对相关方的影响

▶ 拓宽市场空间。过去新能源项目依赖电网全额消纳或竞价上网，受制于消纳限制与市场价格波动；绿电直连则开辟了面向特定用户的直接销售渠道，尤其对接绿电需求强烈且用电稳定的工业大户、具备绿色用能需求的外向型企业。

▶ 缓解消纳难题。2025年1-8月，全国风电、光伏利用率分别为94.1%、94.9%，同比均下降2.3个百分点，西北、华北等新能源富集区弃电率持续高位运行。绿电直连为“就近就地”挖掘消纳潜力提供新路径，既减少远距离输电损耗，又避免电网环节资源紧张对新能源发电与用户用电的双向制约，显著提升新能源消纳率及装机潜力。

图12025年1-8月全国风电、光伏发电利用率（数据来源：全国新能源消纳监测预警中心10月发布）

▶ 收益稳定性增强。政策要求直连双方签订长期购电协议，意味着新能源发电企业获得稳定的电力销售合同，可据此规划生产，锁定长期收益，规避电价波动风险。例如某光伏企业与用电方签订10年直供协议，电价较标杆上网电价溢价达8%。

▶ 激发投资活力。 650号文破除绿电直连项目投资主体的所有制及行业限制，新能源发电企业有望吸引更多资本——无论是与负荷方合资，还是引入社会资本，均有利于扩大项目规模，加速风能、太阳能项目建设，推动产业升级。

▶ 负荷匹配压力。绿电直连模式通常要求新能源项目配置储能或灵活调节能力，对发电企业的技术能力提出更高要求，以确保电力稳定供应与电能质量达标，可能增加前期投资及运维成本。此外，项目需精准匹配用电负荷，协调“源荷储”系统运行，使得规划、建设与运营过程更趋复杂，对企业项目管理能力构成挑战。

▶ 合规成本增加。发电企业开展绿电直连需履行项目变更、安全评估等手续，存量新能源项目转型还需补缴可再生能源发展基金。

▶ 外向型企业可提供精准绿电溯源证明，满足国际标准，突破绿色贸易壁垒。欧盟《新电池法》《碳边境调节机制（CBAM）》明确规定，仅物理直连的绿电可纳入碳足迹核算，传统绿证模式不再被认可。绿电直连为出口企业创造降低碳成本、突破贸易壁垒、提升品牌溢价三大价值。

▶存量自备电厂企业通过绿电直连替代高污染自备电源，不仅能大幅削减碳排放与污染物（如SO₂、NOₓ等），规避环保政策趋严下的处罚风险；还可依托新能源发电的稳定性与低成本优势，平抑化石燃料价格波动影响，优化运营成本结构；同时，部分地区对自备电厂新能源替代项目给予税收减免、设备补贴等支持，助力企业绿色转型与可持续发展，有效规避未来碳市场的成本压力。

▶ 新增负荷企业无需承担公共电网输配电价附加，直接降低基础用能成本；项目建设可享受审批流程简化、土地优先供应等政策红利，缩短投产周期；所用绿电可直接计入碳足迹核算，加速获取绿色认证，提升产品竞争力；专用线路的自主控制特性减少对公共电网依赖，增强能源供应稳定性，为企业发展提供可靠保障。

▶目投资成本高企，经济性偏弱。据中电联测算，为保障工业供电可靠性，直连项目需配套15%装机容量的储能，导致初始投资增加18%-25%，典型项项目中能设备投资占比甚至可超4%；叠专线用户需承担部分固定容量电费，项目内部收益率普遍低于8%，投资回收期长达8-10年，经济性不足足制约市场主体与意愿。

（示例：某大型化工企业光伏直流侧容量100MWp，交流侧额定容量80MW，光伏造价2.75元/Wp（含线路），储能10MW/20MWh造价0.9元/Wh，总投资约2.93亿元。综合投资收益、土地租金、运维成本等关键指标，项目税后财务内部收益率8.15%，投资回收期达10.89年。）

▶负荷企业为项目主责方，电网不得投资专用线路。政策明确绿电直连投资主体包括负荷侧主体、发电企业及第三方合作方，但电网企业不参与项目开发；由于负荷方可能缺乏电力系统规划、建设及安全运维专业能力，为规避风险并减少前期投入，并网型项目可能成为主流，从而“绑定”电网，仍需其提供并网接入、备用供电、计量结算等服务。

▶项目自主申报接电容量，界定电网供电责任上限。传统电力系统中，电网企业承担接入项目的无限供电责任，新能源大规模接入导致电网负担沉重、资源配置浪费。绿电直连项目申报（接电）容量即为电网责任上限，超容风险自担，有效规避无限责任；政策要求项目通过配储能、挖掘负荷调节潜力、合理设定峰谷差等措施提升自平衡能力，降低对电网的依赖与责任转嫁。

▶按产权分界点履行安全管控责任。并网型直连项目作为“准微网”系统，电网需提供备用供电并确保接口安全稳定，对调度和运维提出新挑战，或需增加技术投入以提升分布式直连项目服务能力。

▶绿电直连项目费用缴纳标准推测。若将项目视为“绿色自备电厂”，基于现行自备电厂缴费实践及地方事权划分（“政府性基金及附加”属中央事权，其余属地方），推测自发自用部分：缴纳政府性基金及附加，减免政策性交叉补贴，免缴系统备用费及输配电费；下网部分：缴纳输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴及政府性基金及附加；上网部分：无需缴纳上述费用。

表1地方绿电直连项目相关费用缴纳费推测

▶绿电直连将直接削减电网核心收益。电网企业执行管制收益率制度，收入源于输配电价核定的准许成本与合理收益。从电价结构看，“输配电费”是其核心收益来源。绿电直连用户通过专线获取绿电，直接减少公共电网购电量，导致售电量流失与输配电费下降。

需警惕项目大规模推广的长期影响，若售电量增速持续放缓甚至下滑，可能降低公共电网资产利用率，冲击电网企业可持续经营能力及民生供电保障水平。建议监管机构在核定输配电价时充分考虑此趋势并优化定价机制，确保电网投资回收与供电安全。

示例：按照绿电直连项目“自发自用部分不占用电网输电资源，无需缴纳输配电费”的逻辑，供电企业会损失项目自发自用部分输配电费。假设某地大工业用户（35kV）直连项目年可用发电量10亿千瓦时，其中6亿千瓦时通过直连绿电自发自用（按政策“绿电直连自发自用占总发电量不低于60%”的要求），其余从电网下网购电。按某地35kV电压0.1065元/千瓦时的输配电价，供电企业年利润损失将达到6390万元（6亿千瓦时×0.1065元/千瓦时）

▶绿电直连模式与《电力法》存在冲突。《电力法》第二十五条规定“供电企业在批准的供电营业区内向用户供电，一个供电营业区内只设立一个供电营业机构”，确立供电区域专营原则。而绿电直连模式下，新能源企业可通过自建专线直接向单一用户供电，形成“不经过电网企业”的供电路径，冲击传统供电专营权。且650号文设定“项目中新能源发电项目豁免电力业务许可”，与《电力法》“持证供电”原则直接冲突，仅通过“合同约定”赋予直供合法性。合同约定难以对抗法定供电区划要求，若发生冲突，电网企业可依据《电力法》主张直连供电行为违法。

▶政府部门进一步完善政策体系。政府部门加强对绿电直连项目的规划引导和监管，加大对新能源产业和相关技术研发的支持力度，做好与绿电直连项目的协调配合工作。比如一些新能源资源富集且有产业需求的省份积极响应，率先开展试点并出台配套措施，江苏率先启动电网统一规划的绿电专线试点，首批覆盖5家电池企业，浙江明确直连项目可享15%土地出让金优惠。

国家支持广西钦州、甘肃酒泉等城市作为直供电试点，采用绿电直连等新模式提升新能源就地消纳水平，提高工业等领域清洁用能比重。下一步，国家发展改革委将会同有关部门积极研究完善新能源就近消纳价格机制，更好推动新能源就地就近消纳。

▶储能、柔性输电、数字孪生等关键技术正迎来规模化爆发的新阶段。在政策推动下，直连项目被要求配置不低于总容量10%的储能装置，预计在2025至2030年间，仅配套储能市场的总体规模就将突破500亿元。与此同时，虚拟电厂运营商可通过聚合多个直连项目，形成规模化的灵活响应资源，并以此参与电力辅助服务市场交易，从而获得调峰、调频等多种类型的调节收益。这一发展趋势不仅提升了电网的稳定性和新能源消纳能力，也为行业参与者开辟了新的盈利通道。

绿电直连作为我国能源转型中的一次重要制度创新，涉及政府、电网、发电企业、用户等多方利益调整。因此在实际推广过程中，需要政府、负荷侧企业、发电企业、电网企业以及社会各方共同努力。绿电直连不仅是能源输送方式的创革新更是对电力市场机制、企业用能理念、电网运营模式的系统性重构。发电企业实现消纳与收益双保障，用电企业突破碳壁垒、降低成用能本，电网公司向综合服务商转型，三者形成良性循环。未来需通过技术创新破解绿电波动性难题，借助政策完善打通跨省交易壁垒，使绿电直连成为“双碳”目标下能源转型的核心引擎，驱动经济社会全面绿色升级。