中国储能网讯：国家发展改革委、国家能源局2025年5月21日发布的《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“650号文”）引发广泛关注与讨论。绿电直连作为一种新的业态模式，打开了由非电网主体新建输电线路的“窗口”，有业内人士称其为“一场小型能源革命”。一些尚未找到“出路”的风光项目也希望借此机会，重新盘活项目。还有不少地方政府和用户希望通过绿电直连降低用电成本。随着讨论持续，相关认识逐渐回归理性，开始聚焦在项目落地上，各方形成了更多共识。

650号文出台前后

国家能源局在2025年2月印发的《2025年能源工作指导意见》提出“研究制定绿电直连政策措施”。有江苏能源人士透露，在650号文印发前，政策研究起草团队曾赴江苏调研，但新政中直连线路的建设主体并没有采用江苏模式。

2025年2月，江苏发展改革委印发《关于创新开展绿电直连供电试点项目建设工作的通知》，明确在常州、苏州、盐城三市试点5个新能源电池绿电直连项目，原则上由电网企业统一规划建设连接电池企业和绿电电源的专线。650号文则明确，“绿电直连项目原则上由负荷作为主责单位。直连专线原则上应由负荷、电源主体投资”。北京电链科技双碳事业部总监、中国碳中和50人论坛特邀研究员郑颖解释，650号文的规定与欧盟对直连线路的产权要求是一致的。

近年来，欧盟推行的碳边境调节机制（CBAM）、新电池法等规则使得我国一些出口型企业对可以物理溯源的绿电直连的需求增多。新能源装机规模的快速提升，地方对就近消纳新能源的诉求也在增加。绿电直连作为新能源就近消纳的一种重要方式，地方已先行探索。

江苏是全国首个出台绿电直连试点专项政策的省份，在此之前，山东、宁夏、甘肃、新疆、河南等省区都不同程度地开始探索绿电直连，但直连的实施范围、责任主体，直连线路的投资建设主体，输配电价等相关费用收取存在差异。

2024年12月17日，山东省政府办公厅印发《关于健全完善新能源消纳体系机制 促进能源高质量发展的若干措施》，提出探索新能源电力供应新模式。对有绿电需求的产业园区或出口型企业，支持采取物理或虚拟方式，创新新能源电力供给模式，探索建设一批绿电产业园，并规定原则上供电线路由电网公司投资建设，输配电价及相关费用按国家政策规定执行。鼓励新能源发电企业与出口型企业签订电力中长期合同，新能源发电量由出口型企业全部消纳。

内蒙古的探索还要更早。2025年5月，“全国一体化算力网络”和林格尔数据中心集群绿色能源供给示范项目实现绿电供给，成为内蒙古首个通过“点对点”直供方式为数据中心提供绿电的新能源项目。该项目于2022年11月纳入自治区首批工业园区绿色供电项目清单，总投资16.6亿元，装机容量36万千瓦，其中风电装机30万千瓦、光伏装机6万千瓦，同时配建6.48万千瓦/25.92万千瓦时的储能系统，项目所发电量全部由数据中心的新增负荷消纳。

各地自行开展试点的主要目的是促进新能源消纳、降低电价，从而支持当地经济发展。据媒体公开报道，2024年10月，南疆能源（集团）有限责任公司携手新疆青松建材化工（集团）股份有限公司开展绿电直供示范试点工作，将200兆瓦绿电直接输送至新疆青松建材化工（集团）股份有限公司生产线，预计新疆青松建材化工降低用电成本每度电可下降约5分钱。

据《财新周刊》此前报道，中石化的库车绿电制氢项目将光伏电站作为绿电直供接入制氢项目，通过一座220千伏变电站与大电网相连，由大电网提供备用负荷，绿电直供比企业从大电网买电节约64%了成本。

有业内人士分析认为，在各地试点中，能实现降电价的主要原因在于试点项目没有足额承担相对应的输配电费、政策性交叉补贴等费用，这部分被规避的社会责任转而让其他工商业用户背负。

据悉，在新政出台前，各地试点实施过程中，也出现了一些问题，如无序建设，部分地区限制项目投资主体类型，绿电比例偏低等。

650号文是国家层面首次发布绿电直连专项政策，明确了绿电直连模式的适用范围、管理方式、交易与价格机制等关键问题，规范了项目规划与建设、项目投资运营模式，并提出了安全与经济责任界面等，这意味着绿电直连发展进入新阶段，从各地自行探索试点转向全面有序推进。

讨论焦点变化

650号文作为原则性指导意见，落地还需更多配套细则以及执行方案。

有广东和江苏业内人士表示，目前各地政府和市场用户对于绿电直连的需求还是比较多的，其关心的核心问题在于输配电费、系统运行费等相关费用如何收取，这将直接影响直连项目的经济性。

650号文下发初期，有声音认为，直连项目如果未从大电网购电，就不应该收取输配电费和系统运行费，但650号文已经明确“按国务院价格、财政主管部门相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用”，讨论的重点也随之转向收费细节。具体来看，输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用会因自发自用、上网、下网的电量类型而存在差异。其中，对于绿电直连项目上网电量和下网电量应按什么标准缴纳费用存在较大争议。部分地方对试点项目的相关规定是否可持续也存在不确定性。如内蒙古则提出“源网荷储一体化项目自发自用电量暂不征收系统备用费和政策性交叉补贴”。

国家能源局此前在解读文章中指出，“目前，完善包括绿电直连在内的新能源就近消纳价格机制等正在研究制定之中”。

越来越多的市场主体认识到，绿电直连在满足出口外向型企业碳足迹可物理溯源的前提下，不一定能降低用电成本。650号文规定“各地不得违反国家规定减免有关费用”。

也有业内人士表示，当下各地开展的源网荷储一体化与绿电直连的边界还不清楚，相关项目的概念存在一定交叉。650号文提出直连的用户为单一电力用户，而当前河南等地探索的工业园区电力直供方式中工业园区是否属于单一电力用户仍存在争议，建议各省在制定落地方案时进一步明确“单一电力用户”的范围。可以预计，绿电直连政策将对各地正在推进的源网荷储一体化项目产生一定影响。

对于实施绿电直连的目的，部分人士分析认为，650号文出台的主要出发点——应对欧盟绿色贸易壁垒，尚存在较大的不确定性。

2024年，欧盟在新电池法的配套细则《电动车电池碳足迹计算规则草案及附件》中认可了绿电直连模式。2025年5月，欧盟委员会发布提案，针对在欧盟市场销售电池的企业进行尽职调查这一条款，建议将其延期，适用日期从2025年8月18日延后两年，至2027年8月18日，以便向欧盟市场出口电池的企业有更充分的准备时间，同时解决第三方核查机构不足的问题。与此同时，欧盟新电池法的二级法案——《电动汽车电池碳足迹计算规则》和《碳足迹声明格式》规定的实施时间也相应推迟。

郑颖认为，以欧盟碳边境调节机制（CBAM）为代表的国际绿色贸易规则，其细则大多尚未明确。这使得中国企业面临的合规与成本影响难以准确量化，进而导致一个关键问题悬而未决：在规则多变的国际环境下，企业如果要花钱投资绿电直连项目，到底能在多大程度上解决出口面临的风险？因此，尽管在研究领域，考虑用绿电直连的方式降低出口面临的绿色贸易风险，是一个比较热门的话题。但在实操中，出口型企业对此多持观望态度，反应也较为审慎。

在市场希冀绿电直连新业态带来发展机遇的同时，有专业人士提示，绿电直连要求做好源荷匹配，“以荷定源”，项目整体年自发自用占可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例不低于30%，如果负荷的不确定性较大，发电收益可能没保障。总体来看，出口型高耗能连续生产型企业、数据中心、化工厂、电池厂用电稳定，但由于新能源的波动性，要实现上述比例或要配置储能，将进一步降低项目的经济性。