这一政策的出台，是对新能源就近就地消纳问题的积极回应，也是在国际碳足迹规则趋严、企业绿色用能需求不断提升的现实背景下，推动新能源生产与消费融合发展的制度创新。

长期以来，我国电力系统以“大电网+集中调度”为主导模式，强调发电、输电、用电的统一规划和系统安全冗余。然而，随着风电、光伏等新能源的快速发展，其间歇性和分布式特性在传统的调度方式下，给电网造成了一定的协调压力，导致了现货电价波动、光伏限电和分布式能源接入受限等问题。

今年1月，浙江电力现货市场出现负电价，这在一定程度上也反映出新能源发电高峰与用电需求不匹配的问题。面对这些挑战，国家能源局在《分布式光伏发电开发建设管理办法》中已明确强调“就地就近消纳”的重要性，意在缓解集中并网所带来的系统压力，提高新能源消纳效率。

在这一背景下，《通知》的出台为上述问题提供了进一步的制度化解法。不同于以往零散的原则性指导，这一文件不仅明确了绿电直连的定义与适用范围，还系统构建了项目类型划分、投资模式安排、市场交易与调度管理等机制。

特别值得注意的是，这项政策还带有强烈的“破局”意味。在制度设计上，绿电直连首次将“电源不接入公用电网”写入规范，打破了由电网垄断投资接入路径的传统格局，明确赋权负荷企业乃至民营主体自主投资、自主消纳。这种权责对等、界面清晰的能源交易机制，不仅拓展了用能企业的参与深度，也为能源基础设施引入了更多市场化、多元化的建设力量。

01

绿电直连，利好哪些产业？

《通知》首次从国家层面明确了绿电直连的定义内涵：风光等新能源不直接接入公共电网，而通过专用电力线路与单一电力用户实现直接连接。

随着绿电直连政策框架的落地，影响的重点也开始向产业渗透。在这一过程中，不同行业的响应也各不相同。一方面，绿电直连模式通过物理直供方式，为企业提供了可追溯的绿色电力解决方案，尤其对面临国际碳关税压力的出口型企业意义重大。在欧盟等市场碳足迹核算标准趋严的大背景下，它已成为企业合规减碳、争取海外订单的重要工具。另一方面，在电力供给端，风光制氢、分布式光伏等原本受制于电网接入和调度机制的项目，也借助绿电直连打开了新的发展空间。

根据国家能源局有关负责同志介绍，绿电直连项目分为并网型和离网型两类：其中，并网型项目的电源应接入用户侧，电源、用户和线路作为整体接入公共电网，并与电网形成清晰的物理界面与责任界面；而离网型项目则完全不与公用电网发生电气连接，作为独立系统开展运行。

这种灵活的模式设计，不仅提升了制度适配性，也为不同场景下的“源荷直供”（指电源与负荷间直接供电，无需经由其他中间环节）提供了可操作的实施路径，政策从制度文件走向项目实践，正在实质性地激活一批新能源融合发展的新经济单元。

光伏的新出口

对于光伏行业而言，2025年第一季度，在“抢装潮”集中释放后，尽管产业链供给端继续大规模扩张，但新增装机需求显著放缓，行业整体面临产能去化压力。在此背景下，绿电直连政策被视为一项“政策缓冲带”，有望为制造端打开新的增长通道。

从《通知》的内容可以看出，绿电直连相较传统分布式光伏在实施条件上更具灵活性，有望为产业发展拓展更大的操作空间。根据现行工商业分布式光伏政策，项目如需专线供电，通常需满足电源与负荷同一投资主体、处于同一用地红线范围等前置条件，在现实中是极难达成的。而《通知》放宽了这些限制，允许发电企业、负荷企业或双方合资建设绿电直连项目，不强制要求用地统一。此外，政策还允许项目通过长期购电协议或合同能源管理协议实现绑定，为项目落地提供了制度空间。

据SOLARZOOM新能源智库分析，考虑到土地资源、电力用户稳定性和接入条件等因素，若绿电直连机制在各地得到有效落地，预计可在未来一年形成约100GW的潜在新增装机空间。这一预期规模虽需根据地方审批和电网调度情况进一步验证，但其作为“地面分布式”的机制替代，已经具备结构性的潜力。

与此同时，政策对绿电直连项目的消纳比例提出了明确要求，也对项目配置结构形成了直接约束。《通知》指出，并网型项目应按照“以荷定源”原则合理确定新能源电源类型和装机规模，自发自用为主、上网为辅。整体来看，项目年自发自用电量应占总可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例不低于30%，并要求到2030年前提升至不低于35%。此外，项目在现货市场未连续运行地区，不得向公共电网反送电；上网电量占总可用发电量的比例由各地能源主管部门结合实际确定，一般不超过20%。

这一机制强化了“就地消纳”原则，同时使储能系统成为大多数绿电直连项目实现源荷匹配、提高利用率的关键配置。尽管当前储能成本尚未完全具备经济性，但在“光储融合”逐步推进的政策背景下，绿电直连有望成为带动分布式储能市场增长的重要应用场景。

对光伏制造业而言，绿电直连政策不仅带来了新增需求的空间，也释放出制度层面的结构性利好预期。在传统需求通道收紧背景下，其“专线直供+协议绑定”机制，有望引导产业向“负荷驱动型开发”演进。尽管政策已出台，但从细则制定、电网接入到负荷评估，落地仍需时间。业内普遍预计，真正形成规模性装机，或将要到明年中后期。

同时，《通知》提出“合理缴纳相关费用”，但未明确自发自用电量是否需缴纳输配电价。根据部分地方实践，若电源接入点在用户侧、未经过公用电网传输，该部分电量可视为企业内部用电，不在输配电价征收范围。不过，目前仍缺乏统一政策依据，后续仍需国务院价格主管部门进一步明确。

总体而言，绿电直连为光伏产业拓展了一条缓解装机压力的可行路径，也为用户侧参与电力结构重构提供了制度通道。但能否真正成为产业转型的关键支点，仍取决于地方执行力度、成本可控性以及终端企业的参与意愿。

氢能的突破口

长期以来，风光制氢因电源波动性强、电网调度协调难，导致装机落地缓慢、产氢成本居高不下。在不少项目中，即便有丰富的绿电资源，也常因电网接入指标受限或调度刚性强而被搁置。绿电直连政策的出台，或许为这一关键“卡点”提供了制度性疏解路径。

这一制度突破的意义远不止于项目落地的便利。在氢能日益拓展的应用版图中，工业、冶金、交通等重点领域对绿氢的需求不断增长。随着“双碳”目标深入推进，新能源装机规模持续扩张，配套绿氢项目实现就地消纳，可以在一定程度上缓解新能源出力波动对电网的冲击。因此，绿电制氢正逐步成为能源系统“源荷解耦”的关键路径，其发展趋势有望加快。

文件明确支持尚未开展电网接入工程建设或因新能源消纳受限等原因无法并网的项目，在履行相应变更手续后开展绿电直连。这意味着，在传统并网路径受阻的情况下，制氢项目或能以“电源-制氢装置”物理直连的方式落地运行，大幅提升了项目可实施性。

此外，《通知》提出，绿电直连项目应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，提升项目的调节能力，尽可能减小对公共电网的调度压力。这一导向也为氢能制取项目提供了政策空间，鼓励在项目规划中配套储能系统，以提高整体能源利用效率和运行稳定性。

在设备端，碱性电解槽作为当前主流的电解水制氢设备，在适应间歇性电源方面具备较强韧性，市场潜力相对突出。随着绿电直连模式的加速普及，相关配套设备的市场需求有望迎来拐点，带动电解槽从工程化阶段向规模化、标准化生产转变。据公开研究预测，2022年全球电解槽新增装机约为1GW，预计到2026年和2030年将分别达到30GW和127GW，年均复合增长率可达83%。

需要指出的是，绿电直连制氢项目虽然可绕开传统电网接入限制，但在项目调度、运行管理等方面仍需满足较高标准。《通知》明确指出，项目应实现内部资源的协同优化，具备可观、可测、可调、可控能力，并按照《电网运行准则》向调度机构提供相关资料，接受技术监督。并网型项目还应接入新型电力负荷管理系统或调度自动化系统，具备相应调度接口及网络安全设施。这些都对绿电制氢项目的技术能力、管理能力和经济性提出更高要求。

总体来看，绿电直连为氢能产业在“源网荷”体系中提供了更具操作性的突破口。有望推动制氢从“并网难、调度难”向“就地建、稳定用”的模式转变。在产业链普遍期待降本增效的当口，这一制度创新或将在新一轮氢能布局中发挥重要作用。

02

制度“破圈”，新型电力系统的前沿尝试

总体而言，绿电直连不仅仅是一项政策，而是我国能源体系从集中式向分布式、从电网主导向用户侧赋权的结构性调整信号。在《通知》的制度设计中，我们已能看到对现有电力系统“物理逻辑”与“调度逻辑”的双重松绑，为用能企业提供了更多灵活性。

然而，值得注意的是，绿电直连在实际操作中并非“无成本”改革。从配套储能的投资压力，到项目接入安全责任界面的厘清；从地方能源主管部门的政策细则制定，到电网企业能否真正提供公平、高效的接入与调度服务，每一个环节都决定着这项制度能否真正落地生根。尤其是在绿电交易、绿证结算、系统成本分担等市场化机制仍待进一步明晰的当下，绿电直连的运行生态尚处于探索与磨合期。

更进一步说，绿电直连不仅是一个电力传输方式的技术选项，更是一种能源制度的范式转换。它改变的不只是“电从哪里来”，而是“谁来决定电力结构”。当企业可以绕开电网、自主建设绿电消纳通道，能源使用权就从调度中心下沉到了生产现场，能源系统也从集中控制走向分布优化。

可以预见，绿电直连正在成为我国新型电力系统建设的一种新的尝试。它既关乎制度与市场的变化，也考验产业与区域的协同能力。在“双碳”愿景持续推进与国际绿色规则重塑背景下，这项制度创新能走多远，终将取决于地方执行力、企业响应力与配套机制成熟度。