在全球气候治理格局深度重构的背景下，“绿电直连”作为破解能源转型与碳关税壁垒双重挑战的制度创新，逐渐进入人们的视野。

一方面，欧盟出台碳边境调节机制（CBAM）和修订新电池法规，对进口商品提出绿电直连的框架性政策选项。鉴于欧盟对欧盟内外类似绿证的协议绿电认可度均不高，绿电直连成为普遍认可的一种物理连接直接提供绿电的方式。此外，越来越多的跨国企业、头部企业也对供应链企业提出绿电使用要求。这就导致我国重点企业特别是出口型企业对绿色电力的直接采购需求显著增长。

另一方面，随着我国近年来新能源规模的快速增长，传统依赖大电网的新能源消纳模式已难以完全适应当前风光高比例接入电力系统的需求，给大电网安全运行和电力稳定供应带来挑战。我国很多省份只有省级（区域级）电力调度中心一级平衡，全部消纳压力由电网企业承担，亟需发展源网荷储一体化、智能微电网以及绿电直连等低一层级的新能源就地消纳新模式，减轻大电网的压力。绿电直连有助于降低网损、提高源荷匹配度，激励用户主动提升用能灵活性、分担系统调节压力。

然而，当前绿电直连落地还面临很多政策盲区和体制机制障碍。例如存量负荷能不能建设绿电直连、多余电力能不能上网、自发自用比例是多少、专线由谁建设、输配电价怎么缴纳、电力市场如何参与、关口计量如何设置等一系列操作问题，困扰着绿电直连项目的落地实施，亟需明确。

对此，《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（以下简称“《通知》”）作为首个推动绿电直连专项政策性文件，积极回应社会关切诉求和行业发展意见建议，提出绿电直连项目的可操作性方案，明确绿电直连满足企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平的政策目标，解决了“想干不让干”的制度束缚和“想干不会干”的能力短板，让绿电直连有规可依、有矩可循，更好激发内生动力，为全国新能源产业的发展提供了有益的探索和借鉴。

一、界定绿电直连适用范围

此前，国内外针对绿电直连已有前期探索，丹麦、捷克、爱沙尼亚、拉脱维亚、立陶宛等欧洲国家陆续出台直连线路相关政策规则，但关于绿电直连的定义国内外尚无统一明确标准。

——本文所指的绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式。其中，直连线路是指电源与电力用户直接连接的专用电力线路。

《通知》从国家层面首次明确了绿电直连的定义内涵，即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。这里的新能源可以是分布式新能源也可以是集中式新能源，明确允许新能源直连用户，能防止因电网环节的容量限制对新能源发电和用户用电需求形成双向制约，从而提升新能源的消纳率，也能通过直连缩短电力流路径，有效降低网损。

相比于以往绿证交易或中长期合同交易中的协议绿电，绿电直连突出电源与负荷在物理路径上的一一对应。本次创新提出“点对点直连”模式，专门解决单一高端制造用户、数据中心等大型市场主体的个性化绿电需求，填补了配电改革针对用户侧“最后一公里”的政策空白。需要注意的是，绿电直连目前还无法实现点对网，即建设绿电专网给园区的众多企业提供绿电。

——按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型两类。并网型项目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，电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧。

这一设计既回应了欧盟对绿电直连的强制要求，也创新性地界定了“安全责任界面”，通过产权分界点的物理切割的方式，创造了“物理隔离+市场联通”的双轨机制，既保障了公共电网安全稳定运行，又赋予市场主体更大的自主权，将电力从“通用商品”升级为“低碳通行证”。

——直连电源为分布式光伏的，按照《分布式光伏发电开发建设管理办法》等政策执行。采用直连线路向多用户开展绿色电力直接供应的，具体办法由国家发展改革委、国家能源局另行规定。

《分布式光伏发电开发建设管理办法（2025版）》提出“大型工商业分布式光伏原则上应全部自发自用，接入用户侧电网或者通过专线向用户供电”，分布式光伏自发自用本质上也是一种绿电直连，但不用建设专线，避免了很多麻烦。《通知》与分布式光伏政策进行了区分，指出“直连电源为分布式光伏的，按照《分布式光伏发电开发建设管理办法》等政策执行”。

二、规范绿电直连项目规划与建设

绿电直连分散化、本地化运行方式对大电网的负荷时空分布特性有显著影响，若项目无序建设，可能导致电源开发时序错配、电网投资冗余、系统平衡权责与成本分摊失衡等问题。而在企业投资方面，当前各地绿电直连项目投资与运营模式呈现显著分化，部分地区存在限制项目投资主体类型、禁止余电上网、绿电比例偏低的问题，一定程度上抑制了市场投资活力。为此，《通知》对绿电直连规划建设模式作出了明确规定，回答了长期以来行业内关注的多个关键问题。

——新增负荷可配套建设新能源项目。存量负荷在已有燃煤燃气自备电厂足额清缴可再生能源发展基金的前提下开展绿电直连，通过压减自备电厂出力，实现清洁能源替代。有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。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新能源项目，在履行相应变更手续后开展绿电直连。

与源网荷储要求增量负荷不同，《通知》明确增量和存量负荷都可以参与绿电直连，既考虑存量企业也有绿电需求，又可充分利用企业自备电厂等调节资源为电力系统服务。既鼓励新增负荷配套建设新能源项目，又对有降碳刚性需求的出口外向型企业、自备电厂供能等存量负荷留有政策窗口，充分体现了对绿电直连项目的支持力度、以及政策的灵活性。

——绿电直连项目原则上由负荷作为主责单位。包括民营企业在内的各类经营主体（不含电网企业）可投资绿电直连项目。项目电源可由负荷投资，也可由发电企业或双方成立的合资公司投资，直连专线原则上应由负荷、电源主体投资。

《通知》要求直连项目投资者承担专线建设成本，通过收益与成本的市场化平衡激发投资活力；明确电源与线路的投资建设不允许电网企业参与，打破了传统电网主导的接入模式，为多元市场主体参与创造了制度空间。破除绿电直连“发用电主体必须统一”的误区与投资主体所有制、行业类别等限制，允许绿电直连项目电源侧与用户侧独立投资或合资投资等多种形式，避免对项目投资模式的过度制约，减少项目的非技术性成本。

——项目电源和负荷不是同一投资主体的，应签订多年期购电协议或合同能源管理协议，并就电力设施建设、产权划分、运行维护、调度运行、结算关系、违约责任等事项签订协议。项目中新能源发电项目豁免电力业务许可，另有规定除外。

《通知》创新提出当用户和电源不是同一主体时，通过签订多年期购电协议或合同能源管理协议建立供售电业务连接，显著降低市场准入门槛。特别规定新能源发电项目豁免电力业务许可证，精简审批流程，为绿电直连项目扫除制度障碍。

——做好源荷匹配。并网型项目应按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型和装机规模。现货市场连续运行地区可采取整体自发自用为主，余电上网为辅的模式；现货市场未连续运行地区，不允许向公共电网反送。

《通知》通过建立“以荷定源+双向互动”调节机制，一方面，按照“以荷定源”原则，根据直连用户负荷大小确定合理的新能源建设规模，并通过用户生产计划和用电方式的调整参与直连新能源的发电互动，如在新能源大发时段主动增加生产负荷提升新能源消纳。在充分利用价格信号引导绿电直连项目优化运行之余，尽可能减少对公共电网的影响。

另一方面，与源网荷储不允许反送电不同，《通知》提出在现货市场连续运行地区，项目可以向电网反送电参与电力市场，但整体还是以自发自用为主，且明确了余电上网比例由各地结合实际情况自行确定，能有效激励用户合理配置储能、挖掘自身灵活性资源，主动做好电量能量管理与优化，有效缓解新型电力系统的调节压力，突出现货市场的优势，与国家能源局推动现货市场建设的总思路相符。

三、健全绿电直连安全运行和管理要求

绿电直连项目涉及的安全与经济责任既包括绿电直连项目内部责任，又包括绿电直连项目与公共电网之间的责任。其中，绿电直连项目与公共电网之间的权责争议较大。目前，各地探索实践的大部分绿电直连项目为并网型项目，需要接入公共电网，由公共电网保障项目用电的安全、可靠和稳定。而绿电直连项目内部新能源发电带来的波动性可能加剧公共电网安全保供难度，因此，亟需进一步厘清二者之间的“责、权、利”边界。

——并网型项目整体及内部电源按照接入电压等级和容量规模接受相应调度机构管理，按照为系统提供服务的类别接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统。除发生影响公用系统安全稳定运行的突发情况外，调度机构应按照项目自主安排的发用电曲线下达调度计划。

从适应系统调度管理的角度出发，《通知》提出应按为系统提供服务的类别分别接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统。从目前政策要求看，提供需求响应的绿电直连项目应接入新型电力负荷管理系统，而参与现货或辅助服务等实时性要求较高的绿电直连项目应接入电力调度自动化系统。

为了更好发挥绿电直连项目的整体调节能力，《通知》还提出调度机构不干预项目正常运行曲线，赋予极大自主权，但也保留了紧急时刻的备用手段，这也就意味着正常运行状态下，绿电直连项目将作为一个统一整体接受调度指令。

——项目应统筹考虑内部源荷特性、平衡能力、经济收益、与公共电网交换功率等因素，自主合理申报并网容量，并与电网企业协商确定并网容量以外的供电责任和费用。电网企业应按照项目申报容量和有关协议履行供电责任。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。

项目申报容量大，费用高；高经济性见“效”，项目申报容量小，费用低。《通知》要求企业按申报容量获得电网供电保障，超出部分由企业自负风险与费用，确保负荷申报真实、运行责任明晰。这一机制有利于促使用能企业科学评估并网能力，合理配置储能和可调负荷资源，主动提升系统调节能力。

——并网型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，充分提升项目灵活性调节能力，尽可能减小系统调节压力。项目规划方案应合理确定项目最大的负荷峰谷差率，项目与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。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。

《通知》明确鼓励用户提升系统友好性，避免因“搭便车”导致公共电网负担转嫁；提出项目在规划阶段应明确负荷峰谷差控制目标，不在消纳困难时段向电网反送电，要求更具有可操作性。

四、完善绿电直连市场交易和价格机制

绿电直连项目作为一种新的电力供应模式，明确相关市场机制和价格机制是决定其能否与现行政策有效衔接，以及进一步推广应用的关键。对于绿电直连项目内部而言，其电力交易与结算关系较为清晰，可通过协商方式形成购售电价格。然而，绿电直连项目与电网企业之间涉及各类费用，以及参与电力市场运行的权责关系，项目的长期可持续性依赖于合理的费用分摊机制。为此，《通知》规范了绿电直连项目的市场和价格机制。

——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。

《通知》推动绿电直连与其他用户一样公平承担该履行的社会责任和经济责任，更有利于推动绿电直连项目的有序可持续发展。

——并网型绿电直连项目以项目接入点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行电费结算。项目应具备分表计量条件，在内部发电、厂用电、自发自用、储能等关口安装符合相关标准和有关部门认可的双向计量装置。禁止绕越装设的各电能计量装置用电。项目电源和负荷不是同一投资主体的，双方之间交易电量及上网电量应按照绿证和绿色电力交易有关规定执行。

《通知》此举有效防范项目方以绿电直连名义规避监管，实现绿电直连部分电费的准确收取。

《通知》通过市场化机制和政策的设计，将绿电直连交易三方引导向共赢局面：用户获得稳定的清洁电力可免除碳税；发电企业获得新的直连消纳渠道并体现了绿色价值；而电网企业通过输配电价保障了自身收益不受大的冲击。这是兼容并包的精准施策，也是本政策的最大亮点。

参考资料

[1] 政策解读丨绿电直连迈入制度化发展新阶段

[2] 政策解读丨绿电直连政策创新：重塑电力系统生态，赋能双碳目标攻坚

[3] 政策解读丨满足企业绿色用能需求，促进新能源就地消纳

[4] 政策解读丨坚持供需协同 立足低碳高效 推动绿电铝健康有序发展

[5] 政策解读丨绿电直连政策以制度创新“四应”国家大局

[6] 政策解读丨绿电直连试点政策三大亮点值得关注

[7] 政策解读丨绿电直连赋能新能源发展 助力开启绿电消费新篇章

[8] 政策解读丨创新新能源发展模式，助力经济社会绿色发展