一条专用线路，正成为缓解中国新能源消纳问题、满足企业多样化用能需求、纾解出口企业碳足迹认证难题的新路径。
2022年11月，内蒙古自治区将21个项目纳入自治区首批工业园区绿色供电项目清单。2024年11月，内蒙古电力系统首个工业园区绿色供电项目顺利送电。
2025年2月，江苏省启动建设阿特斯、宁德时代等5个知名新能源公司绿电直连试点项目，其切入点直指企业绿电消纳能力的提升和企业多样化的用能需求。
今年6月初，绿电直连项目终于在国家层面获得了政策支持。
国家发展改革委、国家能源局联合发布《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，以下简称“650号文”），首次在国家层面为绿色电力点对点直连“开闸”。
这份文件的核心突破，在于首次明确允许光伏、风电等绿色电源项目，可通过专线直接输送给特定的用户，不再强制要求全额上网或仅通过电网企业统购统销。
破壁
直连交易解缚绿电潜能
截至2025年3月底，全国风电光伏发电合计装机达到14.82亿千瓦，历史性超过全口径的火电装机，今后也将成为常态。
新能源装机规模持续增加，其消纳压力同步渐显。
全国新能源消纳监测预警中心数据显示，2025年3月，全国风电、光伏利用率分别为92.8%、93.6%，同比分别下降3.5个百分点、2.8个百分点，青海、蒙西、陕西等省份（地区）的利用率低于90%。
与此同时，伴随全球绿色低碳转型的深入发展，企业绿色用能需求也日益凸显且愈发紧迫。国际绿色贸易壁垒持续加码，我国企业出口承压，跨国公司与头部企业向供应链传导的绿电使用要求也日趋严格。
“出台关于绿电直连的文件，一是满足新能源就近消纳需要，通过绿电直连项目等探索新能源生产和消费集成发展模式，提高新能源资源利用效率。二是满足传统和新兴高载能行业用户应对绿色贸易壁垒时的绿电消费需求。”国家能源局有关负责同志接受采访时表示，绿电直连还为用户降低用电成本提供了选择。
不难看出，绿电直连政策承载着破解国内消纳困局与满足企业多样化用能需求的双重战略目标。
“这一创新机制突破传统电网架构模式，构建‘电源-用户’直连的电力新生态，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。”中国能源研究会配售电研究中心副主任吴俊宏说。
与绿证交易或中长期协议购电不同，绿电直连的核心特征在于，通过专用的电力线路及配套设施，实现电力的物理溯源和点对点供应。
针对高端制造、跨国企业等各类用户对绿色电量清晰物理溯源的刚性需求，吴俊宏指出，650号文提出构建“物理直连+数据溯源”机制，通过合理配置计量表记录使用绿电电量，为用户提供可追溯的绿电消费凭证，助力企业满足ESG评级、碳足迹管理等绿电物理清晰溯源的需求。
创新
构建中国特色绿电直连体系
早在2021年，国家能源局联合农业农村部、国家乡村振兴局印发的《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》中提出“创新发展新能源直供电”。
尽管山西、山东、内蒙古、江苏等地区就绿电直连出台了相关文件，但对其定义和执行细则尚未有明确的文件支撑。
650号文从国家层面明确了绿电直连的定义，即风电、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。
国网能源研究院新能源研究所副室主任叶小宁认为，相较于此前地方的自主探索，650号文构建了统一的制度框架。该框架清晰界定了物理技术界面与责任划分标准，解决了地方与企业自发探索的规则碎片化问题。
650号文对项目建设进行规范，除新增负荷、存量负荷外，还提出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。
西安交通大学电气工程学院副教授吴治诚表示，该政策并非限定受欧盟碳边境调节机制或欧盟新电池法影响的企业，而是覆盖所有面临国际降碳要求的出口企业。这种权限下放机制赋予地方灵活决策权，鼓励各地因地制宜，结合本地电力供需、新能源消纳等实际情况，制定差异化实施路径。
在传统电力系统中，电网企业承担着所有接入项目的供电责任，然而，随着新能源大规模接入，这种“无限责任”模式导致电网负担过重、资源配置效率低下，在一定程度上制约着新型电力系统的建设进程。
“650号文通过要求项目自主合理申报容量，并以此为基础确定电网供电责任，实现了从‘无限责任’到‘有限且可评价的责任’的转变。”吴治诚进一步解释，一方面项目申报容量即为电网供电责任上限，超出部分由项目自担，践行“谁受益谁付费”原则，有效规避电网无限责任。另一方面，鼓励项目通过储能、需求响应等措施提升自平衡能力，从而降低对电网的依赖。另外，申报容量与费用直接挂钩，契合市场化改革方向。
求解
成本边界重塑绿电直连经济性
绿电直连政策的落地，为企业优化用能结构开辟了新的路径——新增负荷企业可降低用能成本、存量自备电厂企业可实现低碳甚至零碳运营、出口外向型企业可破解绿色壁垒贸易问题，而受阻新能源项目也可以减少“弃风弃光”问题，是能源领域的创新之举。
“并网型绿电直连项目需实时平衡源荷波动，用户需要承担建设成本，对预测精度与控制系统要求较高，还要面临市场交易与收益的不确定性，使得项目落地过程中面临着安全、经济、技术等挑战。”叶小宁告诉记者。
盈利是参与主体的核心驱动力，650号文虽未对项目盈利性提供保证，但构建了以电力市场交易、峰谷价差等为核心的市场化机制框架，赋予项目运行策略的自主决策权。
项目的盈利性受新能源资源禀赋、负荷特性、储能配置及市场条件等多重因素影响。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的缴纳，亦是企业成本结构的关键考量。
650号文提出，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。
国家能源局有关负责同志在接受采访时表示，此举旨在公平承担电力系统调节责任和社会责任，增强公共电网为整个电力系统持续提供调节服务的能力。
记者了解到，针对参与主体关注的具体费用标准与计算方式，有关部门正积极推进新能源就近消纳输配电价定价机制制定工作，其核心也在于“公平承担”的原则。
“企业提升项目经济性，可通过优化自发自用比例、配置储能等措施降低成本，同时通过销售上网电量、提供辅助服务等获得额外收益。”吴治诚建议。
叶小宁认为，绿电直连作为新型电力系统新业态新模式的一种，符合当前形势要求，电力用户为降低用电成本满足绿色用能需求会加快探索，但并非配建的新能源规模越多越好，其经济性存在天花板，最终会成为新能源发展的有益补充。
绿电直连交易绝非孤立政策，而是构建“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能 ”新型电力系统的重要一环。“650号文不失为一次迎难而上的试水，以‘绿电直连’试点为契机，凝聚政府、企业和科研机构等各方合力，加大技术研发投入，完善市场机制和监管体系，为清洁能源的高效利用开辟新道路。”陈大宇说。
