中国储能网讯：近日，国家发改委、能源局发布了《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）（以下简称《通知》）。《通知》围绕绿电直连给出了清晰的定义、准入条件和运营规则，对绿色电力消纳机制进行了破圈式探索，有望通过物理直供破解绿电溯源难题、激发新能源消费市场活力，引发业界热议。
其中，《通知》首次由国家级官方定义绿电直连为新能源不经公共电网、通过专线向单一用户供电的模式。这打破了电网企业对输配的独家垄断，为社会资本投资专线供电扫清政策障碍。
二是豁免许可。文件提出绿电直连项目中的新能源发电部分豁免电力业务许可，降低了项目准入门槛。
三是鼓励多元投资。允许包括民营企业在内的各类主体（排除电网企业）投资建设绿电直连项目，负荷侧企业可自建电源或与发电企业合资，共同出资建设直连专线。这为民营资本参与能源新业态打开空间。
四是市场化交易衔接。绿电直连项目原则上作为整体注册参与电力市场交易，享有与其他市场主体平等地位，不再局限于封闭运行。
什么是绿电直连？
5月30日，针对《通知》，国家能源局有关负责同志在接受记者采访时表示，直连是指电源不直接接入公共电网，而通过与用户直接连接的电力线路向单一用户供电，供应的电量可以清晰物理溯源。
一是绿电直连项目的电源和用户。现阶段，绿电直连电源为风能、太阳能、生物质能等新能源，既包括新建电源，也包括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存量新能源项目；负荷包括新增负荷，以及有燃煤燃气自备电厂或出口外向型企业的存量负荷。
二是绿电直连项目类型。绿电直连项目分为并网型、离网型两类，并网型项目的电源应接入用户侧，项目电源、用户和线路作为整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面；离网型项目的电源、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。
三是绿电直连项目建设原则。绿电直连项目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目标，按照安全优先、绿色友好、权责对等、源荷匹配原则建设运行，公平合理承担安全责任、经济责任与社会责任。
绿电直连项目必须配储35%
随着绿电直连政策框架的落地，影响的重点将开始逐步向产业渗透。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，为中国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。
由于绿电直连要求源荷匹配，而新能源发电具有波动性，这自然催生了对储能的需求。在政策强制要求方面，绿电直连项目必须配置储能才能满足自发自用比例要求（2030年前不低于35%），这个关键指标的实施将促使储能市场需求呈现爆发式增长。在绿电直连政策下，储能可通过参与电力市场交易获得多重收益，如电价套利、辅助服务等。数据中心等优质负荷将成为绿电直连重点场景，其高可靠用电需求天然需要储能支撑。
过去，储能项目更多地是围绕着满足电网侧的稳定性要求以及部分新能源发电侧的消纳需求，市场规模和应用场景相对有限。随着绿电直连政策的推行，众多工业企业和商业用户等负荷侧主体也将成为储能系统新的潜在客户群体。这些企业在绿电直连模式下，为了满足自身绿色用能需求以及应对新能源发电的间歇性和波动性，对储能系统的需求变得极为迫切。
对于一些对供电稳定性要求极高的精密制造企业来说，储能系统是确保其生产连续性和产品质量的关键设备。电池企业作为绿电直连的需求方，同时也是储能电池、储能系统的提供商，对于绿电直连+储能的组合更是青睐有加。
业内人士认为，该通知通过重构新能源供给模式，为储能产业开辟了系统性增长空间。其核心逻辑在于以物理直连强制绿电消纳责任，以波动性管理倒逼储能配套，以市场机制激活多重收益，形成“政策-技术-市场”三重驱动。
通过绿电直供推动“风光发电+储能+负荷”的一体化开发，电池企业能够真正实现零碳产业链闭环。这种市场需求的多元化和分散化，将为储能行业带来广阔的市场空间，吸引更多的企业投身于储能技术研发和产品制造领域，从而真正推动储能产业的规模化发展。
市场化机制和配套政策打开市场空间
此次新政鼓励民企投资绿电直连项目，打破了过去电网主导的单一格局。在《通知》的制度设计中，可以看到对现有电力系统“物理逻辑”与“调度逻辑”的双重松绑，这为企业提供了更多灵活性。
大量具有技术创新和灵活机制优势的民营企业，如光伏制造龙头、储能企业等，可以在直连项目中担纲重要角色，从设备供应转向提供综合能源解决方案，分享新能源发展红利。新能源巨头也将获得新业务增长点，通过与用能大户合作共建直供电源，实现发电侧与用户侧直接对接，开拓出一个稳健的售电市场。
值得注意的是，《通知》特别禁止项目负荷由电网企业代理购电，这确保了直连用户真正独立参与市场、直接面对价格信号，而非通过电网公司代购的形式变相回归计划电。
对于储能来说，在电价套利方面，储能可在低谷时段储电（低电价）、高峰时段放电（高电价）或绿电过剩时储电、短缺时放电。如重庆支持储能参与电力现货市场，项目除电差价外辅助服务收益占比已达20%。
在绿电交易增值方面，新政允许绿电直连项目作为整体参与电力市场，储能富余电量可返售电网。重庆已试点“新能源+托管型储能”绿电交易模式。
在碳成本规避方面，欧盟新电池法要求完整碳足迹追溯，未使用稳定绿电的企业面临碳关税惩罚。在江苏试点中，储能帮助电池企业降低度电碳成本0.1-0.2元/kWh。
在降低初始投资成本方面，豁免电力业务许可证、简化并网流程等政策，减少了储能的制度性成本。
此外，在配套政策方面，国家发展改革委等六部门已于4月出台《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》，该文件明确提出：到2030年，钢铁、有色、建材、石化、化工等行业的大型企业应力争达到30%以上绿电使用比例。数据中心、云计算、5G基站等新型基础设施项目将被优先纳入绿电消费调度体系。企业可通过购买绿色电力证书（绿证）或参与绿电交易实现清洁电力消费的履约。
可以说，前后这一系列政策已经形成联动机制，不断推动用电侧主动寻求绿电供给，为绿电直连的规模化发展提供了广阔市场空间。
从单一调峰向多领域渗透形成增量生态
业内人士认为，虽然绿电直连的直接目的在于新能源就地消纳和服务用户用能，但其推广有望带动一系列新兴产业和商业模式的涌现。在未来十年中，只要政策执行得当、各方利益平衡，绿电直连不仅会成为国内新能源消纳体系中不可或缺的一环，也将催生出丰富的新产业生态。
一、绿电聚合商
随着允许多用户直连和更灵活交易机制的出台，市场上将出现专业的“绿电聚合商”角色（类似售电公司但专注绿色能源），他们通过整合多个新能源电源和多个用能企业，设计综合能源解决方案。例如将不同时间段出力互补的光伏、风电、电储能资源打包，向若干制造企业供应稳定的绿色电力，同时代办绿证、碳资产申报等服务。聚合商通过规模效应降低成本，并承担用能企业不擅长的能源管理职能。这一模式在技术上可借助虚拟电厂平台实现。
二、虚拟电厂运营
虚拟电厂（VPP）通过数字化平台聚合分散的可调节资源，实现统一调度和参与电力市场。绿电直连项目天然具备“源荷成套”的特征，非常适合接入虚拟电厂平台。一方面，多个直连项目之间可以通过虚拟电厂协调互济，某项目富余电力可经市场交易支援另一区域负荷，反之亦然，从更大范围优化资源利用。另一方面，直连项目内部的可调负荷和储能也可作为虚拟电厂节点，提供辅助服务获取收益。
三、碳资产管理
绿电直连项目不仅产出电力，也产出减碳效益（低碳电力替代高碳电力）。随着碳交易市场和可再生能源消纳责任制度的发展，每一个项目都伴生一系列碳资产：包括国家核证自愿减排量(CCER)或区域碳配额节余、绿色电力证书(GEC)、可再生能源消纳量指标等，这些资产的管理和交易将成为一门专业服务。大型用能企业或投资者可能不熟悉碳金融领域，需要碳资产管理公司为其提供一揽子解决方案，从项目减碳量核算、绿证申领到在市场出售或抵消碳排放义务，特别是当出口企业利用直供绿电降低产品碳足迹时，还涉及国际标准认证、碳足迹报告等专业事务，碳管家服务因此大有用武之地。
四、绿色金融
绿色金融产品是一块潜在市场，如“绿电贷”（银行针对直连项目设备融资租赁的专项贷款）在苏州等地已开始试点，投资方与金融机构合作设计创新的绿色金融产品，既解决项目融资，又获取金融服务收益，也是值得探索的方向。
此外，绿电直连还将带动配套产业的发展，如高压直流/微电网设备制造（直连专线、柔性变电站等需求增长），能源数字化与区块链应用（用于绿电溯源认证平台），以及能源托管服务等，这些都为产业链上下游带来新的增长点。可以预见，绿电直连模式将吸引数以百亿计的新投资入场，并最终在新能源领域打开一个万亿级的市场增量空间。
机遇与挑战并存
目前，我们可以通过一些试点项目看到，企业配储不仅解决了绿电直连的稳定性、经济性与合规性难题，更催生了“物理专线+数字溯源+产业集群”的新模式，成为企业低碳转型的“最优解”。
但机遇伴随挑战，绿电直连在实际操作中并非“无成本”改革。其中，如许多企业期望直连绿电能降低电价，但实际效果取决于多重因素。直供电源虽然节省了一定远距离输电损耗，但项目仍需按规定缴纳输配电费和基金附加，地方政府也不得违规补贴过网费。同时，用户需自行承担专线建设、运维费用，以及储能备用等额外投入。有机构分析认为，绿电直连未必等于电费下降，在没有政府额外补贴的前提下，有些项目反而可能因设备投入和绿电溢价而使综合用电成本上升。因此，企业应理性评估直连模式的性价比，不应片面将其与降电费划等号。
从长期主义来看，绿电直连也绝不仅仅是一项政策，而是中国能源体系从集中式向分布式、从电网主导向用户侧赋权这一结构性调整的关键里程碑。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。只有通过持续完善配套政策、强化技术支撑和风险管控，才能让这一重大改革走得稳健而长远。
