一、政策背景与发展历程

绿电直连的发展始于 2021 年多地开展的 “源网荷储一体化” 项目试点，旨在解决新能源并网消纳问题。2025 年，绿电直连政策迎来关键突破：2 月江苏启动电池领域试点，国家能源局提出相关政策研究要求；5 月《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（650 号文）发布，填补国家层面政策空白；9 月《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（1192 号文）出台，明确电价机制。国际上，欧盟等对绿电环境属性认定日趋严格，仅认可物理直连供电，倒逼我国绿电直连政策落地以破解碳关税壁垒。

二、绿电直连核心政策解读

（一）定义与分类

绿电直连是新能源通过专用线路向单一用户供电的 “点对点” 模式，电源为风电、太阳能等新能源，分为并网型（接入公共电网）和离网型（独立运营）。

（二）适用范围与建设要求

增量新能源与负荷均可直连，存量项目需获相关部门同意，允许 “多对一” 供电，禁止 “一对多”。投资建设以负荷为主责单位，电网企业不参与投资，电源与线路可由负荷、发电企业或合资公司投资。

（三）装机规模与调度交易

按 “以荷定源” 原则确定装机规模，现货市场连续运行地区需满足自发自用电量占总可用发电量不低于 60%、占总用电量不低于 30%（2030 年达 35%），上网电量不超过 20%。调度上项目整体接受指令，交易分为内外两类，内部价格由源荷双方协商，外部以整体或聚合形式参与市场。

三、就近消纳项目电价机制

1192 号文明确 “谁受益、谁负担” 原则，电价机制核心如下：

• 输配电费：实行容（需）量计费，公式为现行容（需）量电费加所在电压等级电量电价标准、平均负荷率等参数折算值，高可靠性项目可保留现行两部制电价。
• 系统运行费：暂按下网电量缴纳，自发自用电量免缴相关交叉补贴新增损益和线损费用。
• 三类电量价格：上网电量市场化定价，自发自用电量协商定价，下网电量按 “电量电费 + 容（需）量电费” 计算。

四、风险与后续关注点

风险方面，新能源投资方面临用电企业信用与经营风险，用电业主需防范 “小系统” 运行安全风险。后续需关注省级实施细则，重点包括电源与负荷直连距离、上网电量比例、退出机制等政策要点，部分省份已明确直连距离要求，如新疆、内蒙古不超过 50 公里。

绿电直连政策的落地与电价机制的完善，推动新能源就近消纳规范化，助力企业应对国际碳壁垒，为能源转型提供重要支撑。

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