“部分地区弃风弃光现象严重，电网消纳瓶颈加剧。我们不得不探索新的模式，来解决绿色电力发得出、送得远、用得上的问题。”博众智合能源转型中国区总裁涂建军在近日召开的“绿电直连与地方行动”专题研讨会上表示。
　　
　　今年5月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于进一步加快绿色电力直接交易和使用的通知》（以下简称650号文），首次在国家层面明确提出了“绿电直连”模式。
　　
　　这份被称为“行业转折点”的文件，允许风电、光伏等新能源通过专用线路直接供给用户，无需接入公共电网。
　　
　　那么，绿电直连这一创新模式能否破解新能源发展面临的困境？又将如何改变我国的能源格局？亟待寻找答案。
　　
　　“边建边弃”？no
　　
　　中国可再生能源发展速度令世界瞩目。今年一季度，风光新增装机容量首次超过火电，成为新增电源的主力。然而，在装机规模屡创新高的背后，却存在着“边建边弃”的尴尬现象。
　　
　　这一困境背后是新能源与传统电力系统之间的深层矛盾。风电、光伏具有间歇性、波动性的特点，而传统电网是按照稳定电源设计的。当新能源比例不断提高时，电网的调节压力急剧增大。特别是在西北、华北等新能源富集地区，由于本地消纳能力不足，外送通道又有限，只能无奈弃电。
　　
　　绿色创新发展研究院能源转型项目主任、高级分析师李鑫迪表示，随着5月份国家“650号文”以及近日《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（即1192号文）接连发布，绿电直连在全国和省级层面的实施细节逐渐明晰。这为可再生能源电力的消纳、高质量发展以及满足外向型企业的绿电需求创造了新的可能，但也带来了经济性、源荷匹配、费用分摊、运行管理、商业模式创新等一系列新的问题和挑战。
　　
　　国网能源研究院有限公司研究员田士君说：“今年以来，国家层面推动绿电直连政策落地，引发行业广泛关注。国家电网及各省公司表现出较为积极和支持的态度。这一方面源于新能源消纳压力日益增大，尤其是分布式光伏规模快速扩张，电网企业期望通过绿电直连探索就近消纳新路径，缓解运行压力；另一方面，政策设计兼顾了各方核心关切，特别是在关键的价格机制层面作出了妥善安排。”
　　
　　与此同时，远在东南沿海的高耗能企业却面临着巨大的减碳压力。欧盟碳边境调节机制（cbam）和欧盟电池法案等国际政策要求出口产品必须提供严格的绿色电力证明，特别强调绿电需要通过物理直连方式供应，而不是简单的绿电采购合同。
　　
　　“这就好比你要证明喝的是矿泉水，不能只拿出购买发票，还需要提供从水源地直接取水的证明。”一位业内人士形象地比喻道。
　　
　　政策破冰：650号文带来三大突破
　　
　　650号文的发布为突破困境带来了解决方案。其最大的创新之处在于，允许新能源电站通过专用线路直接向用户供电，实现电量的物理溯源。
　　
　　突破一：模式创新，打破电力专营格局
　　
　　中国能源研究会配售电专委会副秘书长吴俊宏回忆说：“在650号文出台之前，国内已通过‘源网荷储一体化’等项目探索绿电直供模式。内蒙古、河南、广西等地曾提出‘同一投资主体’要求。例如，内蒙古自治区对‘一体化’项目的定义非常具体，其核心特征是要求电源、负荷、储能和配电线路必须由同一个投资主体建设和运营。这样规定的用意是规避不同主体间电力直供的法律争议，但多数项目因政策路径不清晰、并网身份模糊而推进缓慢。例如，广西某大型源网荷储项目，虽获批复，却在并网环节因主体身份不明确而被电网企业拒之门外，最终不得不转向增量配电网模式。”
　　
　　650号文首次明确，绿电直连不属于“供电行为”，而是电源与用户之间的电能输送方式。这一界定巧妙规避了法律争议，为不同投资主体合作提供了法律依据。
　　
　　国网能源研究院研究员田士君认为，650号文的最大突破在于从国家层面明确了绿电直连的合法性与合理性，为新能源就近消纳和应对国际绿色贸易壁垒提供了制度保障。“因此，政策出台后，电网企业表现出积极支持态度。这既是因为新能源消纳压力日益增大，也得益于政策设计兼顾了各方关切。”他说。
　　
　　突破二：经济性提升，每度电最高省8分钱
　　
　　650号文在电价机制上做了重大优化，系统运行费用只对从电网取电的部分收取，自发自用部分予以豁免。线损费用同样仅按实际下网电量的折合比例收取。
　　
　　吴俊宏介绍，据测算，河南、江苏等省份用户因免缴相关费用，每度电可节省7—8分钱，显著提升项目经济性。
　　
　　同时，政策允许20%的电量可以“倒送电”，即用不完的绿电可以反送给电网，打破了以往对余电上网的严格限制。此举不仅能提升项目经济性，避免因强制配储而推高成本，也体现了电力市场逐步走向公平开放的方向。
　　
　　突破三：精准溯源，满足国际绿电要求
　　
　　绿电直连在溯源方面具有绝对优势，可以精准对应国际认可的绿电消费凭证。这对于出口型企业应对国际绿色贸易壁垒具有重要意义。650号文限定了适用对象，新增负荷普遍适用，存量负荷仅开放给出口型企业及燃煤/燃气自备电厂替代场景。
　　
　　“这一设计既考虑了存量利益格局，又聚焦真正具有降碳刚需的用户。”吴俊宏说。
　　
　　落地挑战
　　
　　尽管政策已经破冰，但绿电直连的推广仍面临诸多挑战，包括经济性、安全性和制度创新。为保障政策落地，需多方布局。
　　
　　——地方政府需抓紧制定实施细则。650号文虽然打破了原有电力专营格局，但后续需完善市场交易规范，明确各方职责，仍需有关各方积极探索。专家建议各省尽快出台实施细则，明确绿电直连参与电力市场的方式、电费结算规则、反送电管理等操作指引，否则相关项目将难以大规模推广。结合第四周期输配电价改革，优化容量电费与电量电费结构，为直连项目创造良好盈利模式。
　　
　　——交易机构需尽快建立适应绿电直连特性的市场出清机制。这类项目兼具发电与用电特性，须探索如何以聚合形态参与现货市场，实现不同时段差异化报价，并解决整体结算与单主体结算的协调问题。
　　
　　——电网企业应重点在“十五五”电网规划中考虑直连项目的接入与运行需求，同步完善计量、结算与安全校核标准，防控系统性风险。
　　
　　——投资主体除关注项目本身可行性外，可积极探索与绿电直连相关的衍生商业模式，如容量优化管理、碳资产聚合开发、综合能源服务等，提升项目综合收益。
　　
　　——抓重点行业和低碳园区。要特别注意抓两个重点与转变一种心态。两个重点指的是高耗能行业和低碳园区。
　　
　　中电联统计信息部原主任薛静表示：“高耗能行业将成为绿色电力直接应用的重点领域。工信部已明确对电解铝、钢铁、水泥、大数据等行业实施可再生能源电力消纳责任考核。例如电解铝企业需在2026年前实现非水可再生能源消费占比29%以上，这表示其对绿电直连模式有迫切需求。”
　　
　　绿电直连应成为推动工业园区低碳化的核心措施之一。吴俊宏认为，从国内现实需求来看，高耗能产业聚集的工业园区既是能源消费主体，也是实现“双碳”目标的关键领域。
　　
　　在零碳园区的评价体系中，绿电使用比例需达到95%以上，其中至少50%应来自物理直连或就近接入的绿电项目。该要求反映出政策制定者的深层考量——避免“伪零碳”，即仅通过合同变更或碳信用购买等方式实现表面合规，而非通过实质性的能源系统重构和技术模式创新达成降碳。
　　
　　“因此，绿电直连不仅是国际规则下的被动应对，更是我国构建新型电力系统、推动能源消费侧改革的核心举措。其意义不仅在于降低园区碳足迹，更在于推动配电网改革、促进新能源就近高效消纳，从而实现真正意义上的源—网—荷—储协同。”吴俊宏说。
　　
　　转变一种心态指的是转变过去实践中长期存在的“重申报、轻落地”“重审批、轻运营”的旧习，真正从技术可行、经济可持续的角度推动项目建成投运，确保项目真正发挥作用。（记者 刘良伟）