近日，国家发改委、国家能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》。政策直指单一利用公用电网方式下的高比例新能源消纳困境和碳壁垒，提出“主网和微网协同发展”的思想，同时带动发电、用能和电网体系的结构性变革，将对我国能源体制、市场规则和企业角色带来全方位转变。
所谓“绿电直连”，即风电、太阳能发电、生物质发电等新能源通过专用线路直接供给单一电力用户，实现不经公共电网、点对点的、可清晰溯源的物理供电关系。
一是破解高比例可再生能源下的本地消纳瓶颈。随着西北、华北部分省份风光装机占比超过50%，开始超越传统电网承载极限，当前公共电网远距离输送模式边际效益递减，弃电问题愈演愈烈。绿电直连通过源荷绑定另辟蹊径，以“负荷+”的方式匹配新能源就地消纳的特性，自发自用形成局部自平衡。
二是为出口型企业提供精准的碳足迹控制工具。面对欧盟碳边境调整机制（CBAM）和《欧盟新电池法》等规则要求，直连模式下的绿电可实现清晰的电量与碳排放核算边界，满足“非公共电网供电”“特定碳因子追踪”等认证条件，可以帮助出口型企业有效应对碳足迹挑战，使“中国碳”与世界并轨。
主体准入创新，投资主体多元化，项目主导权转移至负荷侧。政策明确允许负荷企业、发电企业等各类主体（电网企业除外）投资绿电直连项目，首次规定负荷方为项目主责单位，承担投建、运营及安全责任，颠覆发电侧和电网主导的传统模式。通过开放竞争性环节，对新能源发电项目豁免电力业务许可，吸引多元资本参与新能源就地消纳，激发市场活力。政策规定负荷主体需做好源荷匹配、具备调节能力和安全运行能力，倒逼其提升能源管理能力，从被动消费电力转变为主动整合能源系统。
分类管理，兼顾负荷自主权和电网安全。政策区分并网型和离网型两类直连模式，并网型项目接入公共电网，但具有明确的物理分界和计量界面，接受电网调度，非突发情况下项目自主安排发用电曲线，兼顾电网安全和负荷自主权。通过明确并网型绿电直连项目与公共电网按产权分界点形成的安全责任界面，实现用户自主权和电网安全责任的精准切割，为后续价格部门出台电网备用成本分摊机制留下接口，政策第十条要求项目“自主合理申报并网容量”或成为备用容量费用计算基础。离网型直连项目则在技术上实现独立运行，彻底“脱网”，适用于无网或者电网薄弱地区。
交易和结算环节重构市场规则，保障绿电物理溯源。政策要求项目以整体参与市场，负荷企业首次以独立市场主体身份入场，明确了负荷主体的自主交易权，催生负荷聚合商等新型主体。规定项目负荷不得由电网企业代理购电，一方面避免作为改革过渡措施的“代理购电”借机做大做强；另一方面直连模式通过“专线点对点输送+双向计量”，确保绿电从发电到消纳全链路可追踪，为出口企业提供欧盟CBAM认证硬凭证。
以市场机制处理反送和波动问题。基于现货市场成熟度进行差异化管理，在现货市场连续运行地区，允许并网型项目采取“自发自用为主、余电上网为辅”模式，通过市场交易确定余电上网价格；在现货市场未连续运行地区，直接禁止反送。通过鼓励配置储能、挖掘负荷调节潜力等市场化手段，提升项目灵活性，明确在新能源消纳困难时段不得反送电。将反送行为与项目自身调节能力、经济收益挂钩，引导市场主体自主优化功率交换。
刚性缴纳费用体现政策公平维度。政策规定绿电直连项目刚性缴纳输配电费、系统运行费等，各地不得减免，避免出现地方政府以“绿电试点”名义减免交叉补贴，变相让其他用户分担成本；直连项目缴纳系统运行费体现新旧主体公平，以市场化方式承担系统运行费和输电费，避免历史上出现的仅缴纳少量备用费，向其他用户转移系统责任的现象；要求已有燃煤燃气自备电厂的存量负荷在足额清缴可再生能源发展基金的前提下开展绿电直连，则是引导企业评估补缴成本和绿电收益，用政策设计倒逼企业承担历史社会责任。
一是就近消纳的空间适配机制。当前绿电直连强调“电源与负荷就近消纳”，实践中“就近”往往缺乏明确标准：电源距离负荷应该有多远？此外，项目审批、接入协调、规划评估等环节亦存在模糊地带。对于中东部和东南部等负荷中心地区，周边绿电供给规模将受到当地资源禀赋限制。后续应根据资源条件和负荷格局将“就近”进行分层定义，如按行政区划或距离指标制定参考标准，并区分风电、光伏、负荷类型（数据中心、园区等）设定差异化指标。
二是投资并非没有风险。电源收益水平受直供电消纳能力限制，多品种电源组合和需求侧响应能力（可靠性）关系源荷匹配，是绿电直连项目的经济性基础。绿电直连项目建设专线、配置储能带来项目成本大幅上升，然而绿电溢价市场尚未完全建立，绿证价格波动大，因此，规划水平成为项目成功与否的关键。
三是碳足迹国际认证仍存在缺口。依据《欧盟碳边境调节机制法规》，进口商需要申报产品全生命周期碳排放（包括直接生产排放与间接能源排放），然而国内尚未建立风电和光伏全生命周期碳排放数据库，即便绿电直连保证了绿电的物理溯源，风电光伏设备制造环节的碳排放数据缺口也会影响出口企业的碳排放测算。
电网从电力输送主体转向系统调节服务商。新能源通过专线就近消纳，电网企业不再是电能流通的唯一通道，一定程度上剥离了部分传统输配电功能，与此同时要求电网企业提供关于并网协调、备用支撑、安全运行、电量平衡等基础保障。电网企业通过提供备用容量、电压支撑等辅助服务以及数据服务和调度平台支持获取增量收益。
发电企业从单一电源供应商向综合能源服务商。电源投资从资源导向转向负荷绑定，深度介入负荷侧管理，提供碳管理、负荷优化等增值服务。绿电直连政策打破了“电源—电网—用户”的传统分工，将新能源发电企业直接嵌入用户侧能耗系统。发电企业不再仅是一个单一的电源供应商，而且为用户侧提供系统性用能方案，转型成为集能源投资、调度管理、能效提升于一体的综合能源服务商。绿电直连政策要求电源靠近用户、靠近负荷，强调就地消纳、物理直供，推动电源开发与用户需求耦合。发电企业需围绕用能企业选址建站、同步规划储能与调度资源，实现“源—荷—储”协同的项目收益最大化。
负荷侧从传统的被动用电演化为主动进行能源管理的产消一体化主体。绿电直供将用户从电力消费链末端推向决策前端，通过“源网荷储”一体化布局，整合分布式光伏、储能和需求响应系统，形成微电网或虚拟电厂，在保障生产稳定的同时，参与电力市场调峰辅助服务，获取额外收益，最终助力构建新型电力系统。在绿电直供机制下，通过物理专线实现绿电可溯源直供，高耗能企业（如动力电池、钢铁、化工等）能更好地满足欧盟碳边境调节机制（CBAM）、《电池与废电池法》等国际规则对产品碳足迹的核算要求，塑造中国制造的碳竞争力。
电源、电网和负荷三者协同重构的不仅是能源流通路径，更是以清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能为基本特征的新型电力系统，孕育出多元主体共建共享的市场机遇与发展空间。这场能源生态的深层变革，正是迈向以新能源为主体、源网荷储深度协同的未来能源体系的关键起点。
本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者供职于华能集团能源研究院。版权所有，如需转载、使用或翻译成其他语言，需经本刊同意并注明出处。
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