绿电直连政策：演进路径、四类场景与关键要素解析

俞庆 2026-10-08 17:03 北京

以下文章来源于：鱼眼看电改

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绿电直连政策：路径、场景与要素

1 前言

2021年以来，围绕新能源就近消纳的顶层设计逐步成型：

280号文提出源网荷储一体化，650号文首次在国家层面确立绿电直连模式，1192号文明确了收费标准，688号文又把直连从单用户扩展到多用户，零碳园区政策中明确鼓励采用绿电直连实现高比例绿电的就近消纳。

无论是政策信号，还是各地加快推进的项目审批进展来看：

“就近消纳”已不再是辅助性的补充手段，而是破解供需错配、统筹新能源消纳与产业高质量发展的关键路径之一。

但在具体项目落地过程中，还存在不少的疑点、痛点和堵点需要不断探索完善。

2 政策路径梳理

新能源的就近消纳，主要的方向是自发自用、绿电直连、公共电网就近消纳（电网绿色调度）等方向，这里我们主要讨论绿电直连这个业态，因为这是在原有的企业自身边界内自发自用，与公共电网的优化调度之间，产生的一种新业态。

我把这几年的变化概括为：

从源网荷储一体化、新能源微电网探索，到点对点绿电直连，再到多用户绿电直连。

从就近消纳的政策节奏看，主要分为几个阶段：

2.1 280号文，源网荷储一体化

2021年280号文将电源、电网、负荷、储能作为有机整体统一规划、协同运行，给出区域、市县、园区三级实施模式，在市县、园区层面的源网荷储协同目标之一就是绿电就近消纳。

在源网荷储一体化政策落地过程中，各省出台了相关细则，一些省份提出了绿电直供、绿电专线直连等举措，并积极进行了探索，为后续中央政策出台提供了依据。

2.2 650号文，点对点绿电直连

2025年650号文明确提出了点对点绿电直连的形态，要求形成清晰的物理界面和安全责任界面。其核心价值在于提供了此前任何模式都不具备的、可清晰物理溯源的绿电供给方式，局限是单一用户与单一电源规模匹配难度高，价格机制未定。

2.3 1192号文，具备商业可操作性

2025年1192号文的重要意义之一，在于明确了绿电直连的经济可行性边界，特别是在自发自用比例、分表计量模式，以及输配电费与系统运行费的缴费方式。使得绿电直连项目可以具体测算成本和收益。

2.4 910号文，零碳园区与绿电直连

2025年出台的零碳园区政策文件（发改环资〔2025〕910号）中提出，“因地制宜发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿色电力直接供应模式，鼓励参与绿证绿电交易”，并在考核参考指标中设置了本地绿电比例的要求。

2.5 688号文，多用户绿电直连

2026年688号文将直连由一对一扩展至一对多，甚至多对多绿电直连，688号文将供电对象扩展至多个不同法人用户，既摊薄了单家企业的投资与消纳压力，也分散了单一负荷退出带来的电源侧风险，中小用户由此获得入场资格。

3 绿电直连的四大场景

总结目前的具体项目，可以发现绿电直连主要在四大场景中获得落地机会：   

3.1 公共配电网场景（源网荷储一体化）

这是280号文政策下的，基于配电网的源网荷储一体化运行模式。适配大体量、高可靠性负荷与远距离区域电源的协同，走大电网运行与市场化交易路径。

如河北张家口的某算电协同项目，已并网风光2.78GW，配套300MW/2h、170MW/4h储能，对应数据中心已投产约680MW、年用电约35亿千瓦时，由电网企业在送端升压站与受端专用变电站之间建设绿电用户专线，部分发电量参与市场交易。

3.2 增量配电网场景

适配已取得增量配电网许可的园区，新能源接入配网内部变电站或配电线路，优先供给区内工商业负荷。

如连云港徐圩新区、三门峡等增量配电园区的绿电直连项目是典型代表。

这类项目天生具备多用户绿电直连直供的特征，并且依托增量配电网运行管理，可以共享部分资产，减少了输变配电资产的投资，但是由于目前增量配电网无新增项目，所以只适合已核准的增配项目，数量有限。

3.3 零碳园区场景

实践中可进一步分为链主模式与园区模式：

链主模式由一家链主企业及其配套产业链构成负荷，负荷同质、决策链条短，由链主主导申报；

园区模式则由管委会、园区平台或地方国资作为组织者，负荷是彼此无产业链关联的多家企业，绿电统一接入后在多用户之间分配。

650号文/688号文为这类项目的表后绿电直连打开了绿灯，解决了“园区配网由公共电网投资的前提下，如何实现单用户/多用户的绿电直连”问题。

辽宁沈阳的零碳园区项目是全国首个“一对多”直连，一期配套风电10万千瓦，负荷方为整车制造、装备制造与智算中心三类互不相关的企业。     

3.4 用户场景（智能微电网）

以单一用户，适配负荷刚性、绿色属性刚需的单一大用户，如算力中心、钢铁、绿色氢氨醇制造、新能源制造等。

需要说明的是，用户形态和零碳园区的链主模式边界其实非常模糊，只要规划区域内有超过两家以上不同的法人主体，则就可以认为是一个多用户的零碳园区，688号文也明确放开了这种模式下的多户绿电直连。

这类项目中出现了一些离网项目，如绿色氢氨醇制造。

无论是并网型项目，还是离网型项目，这类项目都具有微电网或者企业源网荷储一体化的特征。

4 关键要素分析：安全、经济、绿色

绿电直连项目需要平衡好“安全、经济、绿色”这三重目标，平衡好了就是项目的价值要素体现，平衡不好则成为项目的关键风险点。

4.1 安全性

对绿电直连项目来说，安全是最重要的因素。项目内部同时存在高比例的风光新能源电源、负荷与储能，通过接入点与公共电网发生功率交换，其故障隔离、继电保护、无功支撑、电能质量、通信接口与调度控制责任，均较普通用户或普通供配电系统更复杂。

从技术上看，项目内部同时存在电源、储能与原有负荷，并通过接入点与公共电网发生功率交换，难点集中在三个层面：

 一是供配电系统结构复杂化，增加了绿电直连的电源；

二是运行方式改变，对负荷、储能、充电设施的运行调度提出要求，平衡运行难度加大；

三是暂态稳定与电能质量问题突出，比如电压闪变、谐波等电能质量问题较传统配电系统更明显，这也是制约项目落地的主要障碍之一。

从管理上看，650号文开始，就已要求形成清晰的物理与责任界面，由于是单一用户所以主责方清晰。

688号文把直连扩展到多用户后，这一对应关系被打破：园区内多个法人的安全和经济性边界与责任都需要重新厘清，因此688号文件因此要求电源方与负荷方合资组建独立主体作为项目主责单位。

但主体明确不等于边界清晰：主责单位与园区内各用户之间的内部责任如何划分；某一用户的设备故障引发全场扰动由谁承担；以及主责单位与电网之间的界面，仍需逐项落到接网方案、并网调度协议和用户间的商业合同，且主责单位是否具备足够的责任承担能力、风险管控与赔付能力，是否需要引入新的保险产品等，还有待进一步探索。

4.2 绿色性

绿色价值是绿电直连项目的重要目标。相较绿电交易，直连的优势在于电力来源可物理溯源或数据可溯源，不仅仅是用能成本更低；一旦绿色属性无法兑现，不少项目就失去了建设动力。

国内对直连项目的绿色属性需求，主要来自强制消费考核与能碳双控指标的刚性约束。国外则来自出口合规，应对更为苛刻的绿色准入要求。

绿色权益能否成立，重要因素之一取决于计量与认定。

688号文将电网企业确立为计量主体：由其在项目内部各发电、厂用电、并网、用户及储能关口安装双向分时计量装置，依据计量数据计算绿电溯源结果，核对后推送至国家绿证核发交易系统；各用户可按每时段用电量占比确定自发自用电量，实现小时级发用电量匹配。

4.3 经济性

经济性是绿电直连项目能否成立的前提。从收益端看，项目的回报主要来自三个方面：

一是自发自用替代从电网购电所带来的用能成本下降；

二是绿色权益的变现，包括绿证收益、碳减排收益以及出口合规带来的绿色溢价；

三是余电上网、辅助服务、容量补偿等市场化收益。

从成本端看，除电源、储能与接网工程投资外，项目仍需按规定承担系统运行费、输配电费及交叉补贴等政策性成本，1192号文正是通过明确自发自用比例、分表计量模式与输配电价处理原则，首次为项目划定了可测算的经济可行性边界。

决定项目经济性的核心变量是源荷匹配度与自发自用比例：匹配度越高、自用比例越高，度电成本优势越明显；反之，高比例余电在新能源全面入市后将直接暴露于现货市场低电价甚至负电价时段，收益被显著侵蚀。因此，项目经济性不能停留在规划阶段的静态测算，而须把电价波动、负荷变化与政策参数调整纳入考量，开展覆盖全生命周期的动态评估。

此外，运行期直连绿电价格，还需要与顺价模式下的零售端分时电价进行比较，在叠加绿色权益收益后，直连绿电的价格和经济性价值需要经受得起业主的长期权衡，这也是某些项目经济性视角下的考验。

5 地方特色，绿电直连的因地制宜

5.1 资源与需求的空间匹配

绿电直连的集中式电源资源集中于三北与沿海，需求侧集中于东部与出口导向产业带，距离决定了两条路径：

负荷向资源地迁移，或在需求地就近开发有限规模电源。

负荷向资源地迁移，是三北地区绿电直连项目的主要逻辑。西北、华北、东北及内蒙古风光资源富集、土地与电源成本低，具备建设大规模直连电源的条件，正吸引数据中心、电解铝、绿氢绿氨等高耗能负荷迁入，这类项目电源规模大、消纳空间足，是绿电直连规模化落地的主战场。

但负荷迁移本身受制于（存量项目的）迁移成本、产业链配套、水资源、人才与物流条件，并非所有负荷都具备可迁移性，能迁的主要是对区位不敏感、对电价敏感的新增负荷。

在需求地就近开发，则是东部负荷中心的现实选择。沿海地区本地风光资源有限、土地资源紧张，多依托海上风电、分布式光伏与园区级储能组成中小规模直连项目；电源规模受限意味着单纯靠电量价差难以支撑投资回报，项目更依赖绿色溢价兑现与精细化运营。

两条路径对应完全不同的项目形态、投资规模与收益结构，这也正是各省在电压等级、直连距离、自发自用比例等参数上必须因地制宜的根本原因。

5.2 省份之间的分化同样显著

以接入电压为例，多数省份规定原则上不超过220kV，青海放宽至330kV且不限直连距离，宁夏收紧至110kV及以下并限定35kV接入不超20公里、110kV不超50公里，山东2026年7月起要求接入220kV及以上须开展安全风险专项评估；已披露电压等级的25条项目记录，实际落地结果与各省政策区间高度吻合。

此外自发自用比例、接网距离、余电上网比例、储能配置、负荷退出后的电源处置机制等参数亦存在省际差异，系统运行费与交叉补贴的减免口径不统一，跨省布局无法沿用统一测算模型。

执行层还有一层不确定因素：不同省市对绿电直连项目的审批时限和流程也存在一定差异。

6. 还有几个问题没有解决

6.1 政策的延续与完善

围绕绿色权益、经济性优化等方面，省级及以下的政策还需要不断延伸和完善，目前看有三项较紧迫：

一是加快地方承接细则与平均负荷率等参数公布；

二是制定面向就近消纳的并网与安全技术导则；

三是建立绿证核发核销与直连自用电量的衔接规则，并与产品碳足迹、ESG披露、国际认证体系做口径对接。

6.2 主体角色的定位

一是地方政府在实践中是项目能否落地的实际决定方，土地、资源指标、能耗与碳指标均掌握在地方手中，其角色应从资源配置方转向规则透明的组织方，将有限的绿电资源优先配置于存在真实绿色需求的用户。

二是资方的多元化，包括央企、大型国企、地方国企、民企等，根据不同项目和业主实现股权多元化。

三是电网公司的定位，实现公平接入、主配微协同调度、第三方计量等职责。

四是电力市场定位，就近消纳并非市场化交易的替代而是市场的组成部分，余电上网、辅助服务、容量补偿与现货套利应纳入项目收益结构，长期绿电销售是平抑风险的重要手段。

6.3 从投资到运营，运营能力是关键变量

项目建成后的价值，无论是安全性保障、高比例绿电下的可靠性运行管理，还是市场化条件下的综合收益、优化调度，都取决与项目主体的综合运营能力，这种运营能力并非是原有项目里的传统电力运维，而是资产管理、调控运行、交易分析管理、量价费的管理等综合能力。

从报告的分析来看，源荷匹配下，负荷侧的理论调节能力与实操结果之间存在明显落差，规划阶段若按理论调节能力测算源荷匹配，运营阶段将直接体现为弃电率与购电成本的偏差。

6.4 财务模型的可计算化与金融配合

不完全统计下，目前已核准的绿电直连项目总投资过千亿元，投资规模巨大。但是绿电直连项目的资产边界、资产属性、资产收益模型、资产估值模型，目前都缺乏成熟模型支持。

相应地，金融机构目前普遍缺乏针对此类项目的评估方法与授信工具，项目收益率仅与普通新能源项目相当而风险显著更高，需引入绿色金融、产业基金、保险与信用增信降低前期融资成本。

6.5 市场化强约束下的经济运行

对大量项目来说，项目全生命周期的经济性边界目前很难计算：一方面是新能源全面入市，取消机制电价与现货市场连续运行后，场内在新能源高发时段大量出现低电价甚至负电价区间；另一方面是取消行政性分时后，售电市场化批零挂钩，传递场内时段性价格信号。

本地绿电同样面临场内低电价时段的比较性冲击，所以需要建立市场化顺价模式下的全周期财务收益模型，并且建立了市场化价格信号约束下的经济调度和源网荷储一体化双层优化能力：下层是能量平衡的调度，上层是市场化分时信号下的经济优化调度，这对运营能力的要求又上了一个台阶。

6.6 风控机制的前置

源荷生命周期错配是最本质的风险：数据中心全生命周期通常在10—20年之间，属于较稳定的负荷资产，算力中心芯片芯片约五年一换代；而新能源电站的生命周期通常为20—30年。

负荷若中途退出，剩余年限的电源资产如何处置，多数项目尚未作出安排；部分地方要求负荷减少后电源须同比例退出解列，进一步放大电源侧风险。

这也解释了为何目前推进相对顺畅的项目，多为负荷侧主体自行投资电源，或采用合同能源管理绑定长周期协议、企业零初始投资。

退出机制、长协履约保障与违约救济应写入接网方案与商业合同，而非依赖事后协商。

7 总结

随着各省绿电直连项目的持续放开，绿电直连正转入“成熟一个批一个”的常态化滚动批复阶段。

政策和审批松绑之下，我们需要对绿电项目在就近消纳方面起到的作用保持谨慎乐观的态度，“十五五”期间可能有较为可观的增长数字。

当前阶段的核心任务不是继续扩大审批规模，而是把已批复的项目推进到运行阶段，并且转化为可运行、可复制、可融资、可持续的新型能源资产，这一方面需要政策不断推进、个性化调整和补位；

另一方面，也是更重要的是项目主体从“拿到指标，做好投资”的思维，转向“在10年以上的运营期，经营好一个市场条件下复杂电力系统”的思维。 

本文部分内容和观点，参考并引用了国际环保机构绿色和平与清华四川能源互联网研究院近日联合发布的研究报告《中国新能源就近消纳：模式、场景与应用》，数据和信息均来自公开可查询渠道，仅供参考。

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