近日，国家发改委、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），首次从国家层面为“绿电直连”模式构建了完整的规则框架。这一政策的核心要义在于通过相对明确的物理隔离与权责重构，为新能源高效消纳与碳足迹溯源认证带来新的市场机遇。
（来源：电联新媒 作者：郑宽 陈济）
01 新政的三大约束性突破
关于“绿电直连”这种模式，此前主要停留在地方试点与企业自主探索，本次新政的推出，是国家层面首次进行的统一规范。不仅与此前国家“加快经济社会全面绿色转型”“支持电力领域新型经营主体创新发展”“规范分布式新能源开发建设”等政策文件一脉相承，更为下一步打造绿电消费新场景，促进新能源消纳与产业低碳转型提供了有力的政策依据。具体看，本次新政主要实现了三大约束性突破：
一是明确物理溯源机制，释放绿色溢价潜力。新政首先明确了绿电直连的电源范围，仅为风能、太阳能、生物质能等新能源，同时明确自发自用电量比例，即“新能源年自发自用电量占总发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例由2025年不低于30%逐年提升至2030年不低于35%”，确保供电源头够“绿”；其次明确了“直连”为“电源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一用户供电”的模式，确保“源-荷”的点对点物理连接。这种设计使每度电可追溯至具体的新能源发电机组，满足当前版本的欧盟碳边境调节机制（CBAM）、欧盟电池法案等国际碳壁垒对绿电溯源的要求，有效降低相关产品的出口成本。当然，受益的也不仅仅是出口型企业，对于国内高电耗的用能企业或产业园，只要源荷匹配得当，同样可以开展直连项目，在降低用电成本的同时，满足相关绿电消纳政策要求，实现降本增效。
二是强化安全责任切割，尽可能减少对大电网带来的安全隐患。新政按照产权分界点划分责任范围，要求并网型项目作为整体接入公共电网，在电源与公共电网产权分界点形成清晰的物理界面。项目主体需自主申报并网容量，超出部分由电网供电并协商费用，从制度上杜绝了“搭电网便车”的争议。同时，新政从规划、并网、运行等环节对绿电直连项目均提出明确要求，如并网环节的“四可”要求，与此前的“分布式新能源管理规范”要求一致，本质上是尽可能减少并网项目安全隐患的“向上传导”。也正是因为有了安全责任相对清晰的划分，才为绿电直连项目厘清电网相关费用的分摊、分享电力市场调节收益等奠定了理论基础。
三是鼓励多元主体投资，促进产业集群化发展。新政鼓励各类经营主体投资建设绿电直连项目，尤其是支持民营资本参与投资，这也符合我国新能源产业链中民营资本占比较高的现实情况；同时，新政明确“直连专线原则上应由用户、电源主体投资”，把电网企业排除到投资主体之外，这也是从源头上避免后期可能存在的源网矛盾或售电矛盾，尽可能降低项目的“扯皮成本”。事实上，绿电直连项目的落地，也可与当前不少地方开展的零碳园区、大数据中心、氢能或新能源汽车等产业园区衔接，结合当地资源禀赋，形成独有的产业集群优势，既促进当地经济发展与绿色转型，也为我国压力渐增的新能源消纳开辟“第二战场”。
02 新旧模式对比与成本分摊困局
事实上，为了促进我国绿电高效消纳，尤其是分布式新能源就近消纳与多元化利用，国家和地方层面已出台了一系列政策，也催生了如绿电直连、智能微电网、源网荷储一体化、零碳园区、虚拟电厂等不同形式的绿电利用模式，虽然各有侧重，但本质特征之一都是围绕新能源在一定范围内的高效利用。为了达成这一目标，如何科学合理地划分这一定范围内源网荷储不同主体间的责权利，并体现为有效的成本分摊和经济激励机制，成为各个模式能否顺利推广的关键。
对比各个模式的发展进程（见表1），不难发现围绕局域新能源消纳，相关政策机制从以下四个方面逐步完善：一是明确电源属性，无论是一体化项目，还是智能微网，再到此次的绿电直连项目，逐步聚焦到以分布式新能源为主的电源供应体系；二是强调与配电网的衔接，无论是本身强调电网环节的增量配电、智能微网，还是作为新型经营主体的虚拟电厂以及此次的绿电直连项目，都强调与配网环节的衔接与调节支撑；三是严格限定消纳范围，原则上要求用户与发电项目位于同一用地红线内，这也回归了新能源就近消纳的本质；四是发用电双方按照相关规则分摊可能涉及的输配电费、系统运行费及政府性基金及附加等费用。其中，前三条作为物理边界相对清晰的政策要求，现实操作中相对容易实现，但第四条因为关系各方实际利益，且涉及交叉补贴、政府性基金及附加等费用的分摊机制，既要考虑经济效益也要考虑社会效益，叠加地区差异很难给出统一标准，因此也成为影响各类模式发展和推广的核心堵点。
以绿电直连项目为例，这一堵点就体现在专线的投资与成本回收如何统一，动辄几千万元至上亿元的专线投资，对于大部分投资者都会是一个不小的门槛。即便迈过去了，从成本端看，相关的输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用按照现有政策明确要交，但具体什么比例尚未明确；从收益端看，专线的运营效率，即与源荷两端的匹配度、配储的效果、优化自用与上网电量的比例、提供辅助服务获取额外收益等成为专线是否能收回投资的关键。但很显然，这些受新能源资源禀赋、负荷特性、储能配置及市场条件等多重因素影响，仍具有较高的不确定性。
03 地方实施路径与经验探索
针对上述成本分摊及收益共享问题，各地都有一些实践探索，虽然落地的试点项目并不一定都是打着“绿电直连”的旗号，技术路径也各有侧重，但本质上都在试图解决：维系大电网公共属性的前提下，构建权责匹配的成本分摊与收益共享机制，激励市场化主体完成局域新能源高效消纳与利用。笔者选取了新疆、江苏、内蒙古、河南四个地方实践案例，从投资主体、分摊机制、政府角色等维度展开分析（见表2）。
从投资主体看，可分为两类：一类是相对独立的单一投资主体，通常由电网企业或发电企业等央国企承担局域电网或专线的投资建设，其优势在于运营权责集中、供电稳定性较高，但存在初始投资大、风险集中等特点，通常适用于工业园区等用电负荷大且稳定性要求高的场景；另一类是多元投资主体模式，表现为社会资本联合园区或村集体共同投资，其优势在于可降低个体投资压力，更适应分布式能源与分散负荷的匹配需求，但需建立有效的多方协调机制。具体看，新疆阿拉尔项目由发电企业主导、江苏盐城项目由电网企业投资建设、内蒙古奈曼旗项目采用社会资本联合组建配售电公司的方式、河南兰考项目依托兰考县村集体组织，四个地方案例均实现了运营主体权属清晰化，这为后续明确设施运维责任、成本分摊比例及收益分配规则奠定了制度基础。
从过网费等成本分摊机制看，新疆阿拉尔项目强调风光储输一体化，由南疆能源集团负责新能源电站、储能及输电专线的建设和维护责任，相当于把发电与输电成本统一内化为供电成本，由投资方内部平衡，优先使用光伏发电，不足部分由公共电网补充，自发自用比例达65%，考虑新疆火电较充足且发电成本较低，使用大电网调节成本不高，最终将终端优惠电价让利给用户。内蒙古奈曼旗项目主打增量配售电，通过社会资本联合组建配售电公司，民营资本按出资比例分摊配电网建设成本，同时获得增量配电网区域内的售电收益权，与新疆项目类似，仅在电力紧缺时向大电网买电，通过供电区域内部资源优化配置，用户可享受低于传统供电模式近30%的到户电价。河南兰考项目依托农村能源革命试点工作，创新村集体组织权能，突破分布式能源售电资质限制，允许卖方无需申领电力业务许可证即可与买方进行电力交易，允许村集体的分布式能源项目通过自建或租用配电网将电力直接低价销售给村里的用户，降低终端电价约10%～40%。江苏盐城项目则依托当地电网企业主导专线建设，相当于把“专业的事留给专业的人干”，省去了发电与用户建设专线的投资和运维成本，也保证了绿电可溯源性，但相关过网费如何结算尚未披露，与其余几个项目主打用电经济性作为项目优势形成鲜明对比。
考虑上述地方实践都发生在此次新政之前，对于绿电直连模式本身缺乏统一标准，因此在项目实际落地过程中，地方政府的引导与支持就显得格外重要。例如，新疆自治区发改委与国网新疆电力公司共同推动“源网荷储一体化”项目建设落地，从源头上协调好投资主体与电网之间的关系；江苏省发改委则通过专项政策明确专线统一规划建设的责任；内蒙古能源局推动增量配电网改革试点，打破了社会资本的准入门槛；河南兰考县政府通过特别授权，突破了分布式能源售电资质的限制，允许村集体自建或租用配电网开展电力直供交易，该模式也已纳入《河南省“千村示范、万村整治”工程2025年实施方案》，计划3年内覆盖全省50%的行政村。
04 新政驱动下的市场机遇
此次新政从国家层面构建了绿电直连的统一制度框架，明晰了相关物理技术界面与责任划分标准，解决了上述地方与企业自发探索的规则碎片化问题。如电网企业原则上被排除在投资主体之外，其职能仅限于提供调度运行、计量结算等技术支持服务，这种做法通过制度规范提前确定各方责权利的边界，一定程度上有利于避免后期因源网责任不清导致资源浪费和矛盾冲突。又如，对于并网型项目，电网过去因为要承担接入项目的供电安全责任，某些情况下这种安全责任被“过度放大”，不仅增加大电网的经济负担，也使得大电网不得不介入局域电网的日常运营，可能扰乱项目的既有运行。新政通过要求项目自主合理申报容量的方式，明确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，进一步从原始界面切割安全责任与“扯皮风险”。
同时，从技术经济性视角看，当前绿电的度电成本已足够低，即便加上储能也可基本实现平价上网，使得绿电直连项目从理论上具备更低供电成本的可行性。当然，能否真的实现终端价格的下降，还有赖于具体过网费等费用的分摊，以及局域范围内的自平衡能力和对应的“小系统成本”。虽然有一定不确定性，但从德国等实践经验看，恰恰是通过这种类似“包产到户”的平衡基团模式，并适配科学合理的经济激励机制，在保障安全的前提下有效降低“大系统成本”，从而使全社会福利最大化。
另外，在当前新能源全面入市的背景下，亟需为新能源资产找到稳定的收益锚。绿电直连项目或将通过有限局域范围内的发电及专线资产打包，与用户签订中长期购电合约（PPA），或与地方政府签订差价合约（CfD），从而锁定项目收益，形成相对稳定的新能源资产。事实上，除了绿电直连项目外，像前文提到的智能微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂等新型主体皆可为分布式新能源带来类似的发展机遇，如果按“十五五”期间每年约100吉瓦的分布式新能源增量考虑，则每年对应千亿级的市场增量。在此基础上，通过不动产投资信托基金（REITs）、不动产资产支持证券（ABS），甚至稳定币日渐兴起趋势下的现实世界资产通证（RWA）等金融工具，可以为上述中小型新能源项目进一步拓宽融资渠道，甚至引入境外资本，为我国新能源产业接续健康发展开启新篇章。
本文刊载于《中国电力企业管理》（上旬）2025年06期，作者供职于中国国际金融股份有限公司。
