中国储能网讯：国家能源主管部门连续发布绿电直连支持政策和价格机制，一方面提供了绿电就近消纳的新途径，为企业应对碳关税提供了最有效的手段，绿电直连也为构建新的利益格局提供了想象空间；另一方面绿电直连适应场景有限，输配电费等安全成本负担沉重，要广泛推广仍有赖于技术的进步和政策的优化。

一、变革新起点，绿电直连引关注

5月21日，国家发改委、能源局发布《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），成为绿色消费和新能源发展模式变革的新起点，引起各界的普遍关注，主要原因如下：

1.136号文后新能源突围的新方向。随着电力系统消纳能力下降，新能源电站并网、大基地外送以及分布式发电等传统发展方式，均遇到不同程度的瓶颈问题。采用绿电直连方式，实现新能源发电和负荷重新匹配，成为新能源发展新的突围方向。

2.社会资本角力电力体制改革的新支点。允许包括民营企业在内的各类经营主体(不含电网企业)投资绿电直连项目，在电力体制改革的叙事中惹人遐想。前有增量配电网、微电网、隔墙售电等收效甚微的突围，现在源荷一体的概念上，通过绿电直连构建自主供电模式，为打破电网垄断提供了想象空间，是绿电直连成为社会资本追逐的重要原因。

3.打破绿色贸易壁垒的新途径。相比绿电交易和绿证交易，绿电直连项目可实现供给电量清晰物理溯源的模式，在绿电认证中具有最高等级。绿电直连成为企业应对碳关税、提升国际竞争力的刚需。

二、发展初期，没有看起来那么美

绿电直连既承担新能源就近消纳的希望，又肩负构建利益新格局的期望，但现阶段应用场景有限，并网型需要与电网切分清楚责任界面，推广前景并没有看起来那么美。

（一）场景限制较严

1.单一电力用户起步。当前，绿电直连适用于向单一电力用户供给绿电，向多用户直接供应的，具体办法另行规定。

2.增量为主原则。绿电直连四大应用场景中，仍以增量负荷为主，而存量负荷限制在以下2类场景：一是具有燃煤燃气自备电厂的存量负荷，足额清缴可再生能源发展基金的前提下开展绿电直连，但绿电直连发电量需要通过压减自备电厂出力来置换；二是降碳刚性需求的出口外向型企业利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连。

3.资源及接入。项目所在地应具有一定规模的新能源资源，以满足整体新能源年自发自用电量占总用电量的比例不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%等要求。二是项目接入电压等级不超过220（330）千伏；确有必要接入220（330）千伏的，应开展较为严格的电力系统安全风险专项评估。

（二）与电网界面清晰、利益分明

绿电直连在安全运行、电力调节和成本竞争等方面要直面各类主体的利益角逐，首先绕不开的就是电网，650号文要求绿电直连项目与电网界面清晰、利益分明。

1.清晰的安全责任界面。并网型绿电直连项目与公共电网按产权分界点形成清晰明确的安全责任界面，各自在界面内履行相应电力安全风险管控责任。项目应调节内部发电和负荷，确保项目与公共电网的交换功率不超过申报容量，自行承担由于自身原因造成供电中断的相关责任。

2.具备较强的系统友好性。项目与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于项目方案规划的最大负荷峰谷差率。在新能源消纳困难时段，项目不应向公共电网反送电。项目应按照有关管理要求和技术标准做好无功和电能质量管理。

3.合理缴纳相关费用。绿电直连项目应按国务院价格、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，各地不得违反国家规定减免有关费用。此项成为并网型绿电直连项目成本考量的重点。

三、接网成本，是否成为不可承受之重？

为明确与规范绿电直连等就近消纳项目“合理缴纳相关费用”，谨防在输配电费、系统运行费等方面出现“薅羊毛”的行为，9月份国家发改委、能源局发布《完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）。

总原则是：就近消纳项目公平承担稳定供应保障费用。并网型项目公平承担输配电费、系统运行费等费用；未接入公共电网的项目，不缴纳稳定供应保障费用。

（一）输配电费高企

“稳定供应保障费用”的大头为输配电费。而对于不需要容量备份的项目，按容（需）量缴纳输配电费的单一公式计算，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费。

月度容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量。其中，平均负荷率暂按所在省份110千伏及以上工商业两部制用户平均水平执行。接入公共电网容量为项目同时使用的受电变压器容量及不通过变压器接入的高压电动机容量之和。对于可靠性要求高，需要容量备份的项目，可继续按现行两部制输配电价模式缴费。

1.有容量备份要求的用户

对于有容量备份要求的项目，由于接网容量大，一般选择按最大需量缴纳容量费用。但根据实际用电量（含自发自用电量）以及所在电压等级标准缴纳电量电价。自发自用电量并未得到电量电费上的优惠，且出于安全供电考虑，有高可靠性要求的用户大概率仍会采用电网供电的方式。

2.无容量备份要求用户

我们重点考虑无容量备份要求的项目，输配电费成本来自于接入公共电网容量带来的成本（简称“接网成本”)。在变压器容量得到较大利用情况下，容（需）量部分一般采用按容量缴费，此时每千瓦接网容量成本为：110kV容量电价+电量电价标准×平均负荷率×730小时。

绿电直连项目不论实际下网电量多少，均需按照平均负荷率来承担输配电费。平均负荷率可以解释为当地接网容量的稀缺性，平均负荷率越高，稀缺性越高，价格越高。而平均负荷率按照110千伏及以上工商业两部制用户平均水平确定，尽管大部分地方尚未公布此值，但按照近期宁夏、新疆公布的数据，推测此值一般是比较高的。宁夏、新疆公布的该值分别为66.38%和48.43%，以此计算宁夏、新疆接网成本分别为45元/kW、47.8元/kW，折算到每年，两地的绿电直连项目须承担540元/kW、574元/kW的接网成本！

以宁夏绿电直连项目为例，不同负荷率下输配电费分摊水平可分为3个层次：（1）高负荷率：接网容量负荷率高于66.38%（利用小时5815小时），下网电量输配电费度电分摊值低于由电网供电的平均值；（2）中负荷率：接网容量负荷率低于66.38%但高于46.5%（此值为66.38%的70%，因电网供电占项目全部用电量低于70%）时，绿电直连模式的下网电量输配电费分摊值高于由电网供电，但全部电量（自发自用电量也参与分摊）输配电费分摊值低于全部由电网供电；（3）低负荷率：接网容量负荷率低于46.5%，且负荷总用电量低于接网容量*5815时，全部用电量输配电费度电分摊值高于全部由电网供电。

综上，是否采用绿电直连，负荷率是重要考量因素！高负荷率情况下，接网容量提供稳定供应保障时，也降低了度电的输配电费；中负荷率下，自发自用部分的供电成本（含储能等成本）低于平均上网电价，可获得一定经济性；低负荷率下，接网容量带来了较大的输配电费负担，如果自发自用供电成本不能大幅低于平均上网电价，完全由电网供电或许是更好的选择。

（二）系统运行费

项目暂按工商业下网电量缴纳系统运行费，逐步向按占用容量等方式缴费过渡；暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益。此条易于理解，不作重点讨论。

四、安全成本，“不可能三角”的艰难平衡？

由于接网成本较高，需要节约接网容量，所以有相当比例的负荷由新能源发电进行可靠保障，对应部分不只是建设新能源发电那么简单，需要配置较大容量的调节资源。以此扩大到离网型绿电直连，没有电网容量支撑，更需要为可靠供电付出非常大的可靠成本和调节成本（此处统称为安全成本），包括：

1.新能源发电的超配。由于新能源具有间歇性、随机性，年发电小时数一般远低于负荷利用小时，为保障绿电的足够供给，需要超配足额的新能源发电资源。新能源发电的超配可能带来较大比例的弃电，650号文隐含的最大弃电比例在20%（上网20%的情况下）-40%之间。

2.储能成本。新能源大发阶段，须配置足额的储能装置，实现新能源发电的转移，由此带来的投资增加和功率损耗。

3.稳定备用电源成本。为保障负荷的可靠供电，较短周期内通过储能进行调节，但仍需配置稳定的备用电源（如柴发、余热自发自用机组）来进行供电保障，由此带来的投资和运行成本。

随着新能源发电成本的下降，绿电直连安全成本占比逐步提升，根据典型项目经验和测算，安全成本需要占到50%以上。用户在综合评估绿电直连方案时，恰又回到能源发展“安全、绿色、成本”不可能三角的讨论。譬如“先有鸡还是先有蛋”的永恒辩论，绿电直连也可能如增量配网一般，落入到“先有电还是先有负荷”的悖论中。尤其在电力系统非常强大，安全、廉价电力可普遍获取的中国，绿色发电的愿景、账面上微弱的成本优势，在与电网可靠供电的较量中总会落于下风。

五、小结与展望

前景昏晦不明，绿电直连注定不是坦途！但新事物的孕育，总有筚路蓝缕、以启山林的过程，千万人践行才能踏出康庄大道！如何走出一条路？以下总结谨为抛砖引玉：

1.聚焦增量和特殊政策场景。存量负荷的大玩家们都守土有责，绿电直连应另辟蹊径，聚焦增量负荷和特殊政策场景：（1）电解铝、钢铁、水泥、数据中心等高耗能行业向新能源富集、电价较低的区域聚集，或可实践集合绿电直连+余热回收发电模式的典型项目。（2）国家零碳园区建设要求园区用电应优先通过绿色电力直接供应满足，原则上直供比例不低于50%，也形成了对绿电直连业务的场景支撑。

2.重视绿电直连先行省的发展机遇。内蒙古等省份已发布绿电直连项目开发建设实施方案，结合原有的新能源市场化项目，开放六大类绿电直连的项目类型，拓展了存量负荷应用场景。后续将有更多省份出台实施方案和细则，也期望有更加宽松的地方政策出台，在各地建设典型示范项目，为后续政策调整提供依据和借鉴，实现“星火燎原”。

3.持续推进技术进步和成本下降。绿电直连要大发展，一方面需要在绿电稳定供给侧发力，系统友好型新能源、构网型长时储能是其基础；另一方面开展负荷侧绿色设计及生产工艺柔性化改造，使其适应新能源的波动性。源、荷侧的技术双向发力，努力做到安全离网或弱并网，以及使成本显著低于电网供电，绿电直连才能迎来爆发期。