在全球碳中和浪潮推動下，綠電直連作為新能源消納的創新模式，正成為企業降低碳足跡的重要選擇。
"然而，當前綠電直連在政策與經濟層面仍面臨較大風險，電價責任如何劃分、負荷資源如何對接，以及歐盟認證等環節均存在不確定性，多數企業仍處于觀望狀態。"在日前召開的"電力低碳保供研討會"上，有業內專家直言，唯有讓企業切實看到綠電直連帶來的盈利前景，才能有效推動其積極參與。目前，該領域尚未出現"一窩蜂"式的投入，諸多問題有待通過實踐逐步厘清，其中成本分攤與定價機制是當前爭議的焦點。
開辟新能源發展新路徑
綠電直連是指風電、太陽能發電、生物質發電等新能源不直接接入公共電網，而通過與用戶直接連接的電力線路向單一用戶供電，供應的電量可以清晰物理溯源。今年5月，國家發改委、國家能源局聯合印發《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》（發改能源〔2025〕650號），首次從國家層面明確"綠電直連"模式的制度框架。這標志著我國新能源消納機制迎來重大突破，新政策為破解綠電溯源難題、激發新能源消費市場活力提供了"專屬通道"。
綠電直連的推進既是外部壓力的倒逼，也是內部需求的驅動。
當前，國際碳關稅立法加速演進，美國、歐盟等發達國家和地區通過單邊碳壁壘重塑貿易規則。歐盟《碳邊境調節機制》（CBAM）于2023年5月正式實施，美國《清潔競爭法案》采用"相對碳排放量"標準。自2027年起，出口至歐盟的動力電池必須持有"電池護照"，提供包含制造商、材料成分、碳足跡等12項關鍵信息；韓國、法國、意大利等國家對光伏產品碳足跡提出要求；美國對含碳量超過基準線的進口產品征收碳費，征收范圍涵蓋化石燃料、石化產品、鋁、玻璃等領域。基于國際碳足跡法規的強制要求及國際貿易新規的推動，碳足跡已成為企業出海的必答題。
從國內看，隨著新能源躍升式發展，消納壓力遞增，在遠距離輸送的同時，通過綠電直連等模式創新，拓展新能源應用場景，挖掘就近就地消納潛力，可有效提升新能源利用效率。
國家電投經研院戰情所所長裴善鵬指出，當前，以"風光"為代表的新能源發展模式正面臨上網電價下行、收益不確定性增加等挑戰。在"風光"發電量大發時段，山東等地已多次出現負電價現象，而像阿拉善這樣新能源資源富集的地區，也面臨"賣電難"的消納困境。在此背景下，綠電直連通過就地消納和"變賣電為賣綠"的創新模式，為新能源拓寬發展路徑，提升了項目的經濟性與環境價值。
成本分攤是博弈焦點
盡管綠電直連模式被廣泛看好，但當前在實際落地中，仍面臨專線建設主體不明確、集中式與分布式適用范圍界定模糊等問題。尤其根據"650號文"要求，該類項目需繳納輸配電費、系統運行費、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用。然而，綠電直連自發自用部分是否應當承擔公共電網相關費用？合理的費用邊界應如何界定？這些爭議都是當前政策和市場博弈的焦點。
對此，裴善鵬提出兩種定價思路：一是全額繳納輸配電價、政府性基金及附加等費用；另一種則建議在調節資源豐富（如水電充裕）或新能源資源富集（如西北地區）的區域，參考自備電廠模式進行定價，采取一種更精細化的成本分攤方式，而不是簡單地全額繳納，以降低綠電直連項目的度電成本。
如果將電網類比為四通八達的高速公路，常規用戶類似普通司機，高速行駛需同時支付"通行費"（電費）和"養路費"（輸配電費、基金附加等）。參考自備電廠模式的綠電直連項目則像擁有私家小路（自發電）的司機，不用交"通行費"，但隨時可能開上高速（從電網取電），必須為連接和隨時使用高速備用的權利繳納"接口維護費"（系統備用費）。同時，也要承擔社會義務，繳納 "稅收"（政府性基金及附加）和彌補自發自用導致的"補貼缺口"（交叉補貼）。
中國電力工程顧問集團華東電力設計院智慧能源室主任謝胤喆同樣認為，綠電直連項目需承擔的費用應分開看待，對于交叉補貼和政府性基金及附加，兩者都是社會普遍義務，如果針對自發自用部分進行減免，相關成本會轉嫁到其他消費者，造成不公平現象。“對于輸配電價，并網型綠電直連項目仍需要電網提供備用，應按照需量繳納基本電費，但自發自用部分電量按照原來的方式全部征收輸配電價也不合理，各省可以根據對產業的促進和電價的承受能力進行磋商，確定征收比例。對于系統運行費，大部分是需要承擔的，對于自配儲能的項目可以探索采用一定折扣，但不能全免。輔助服務費用目前由發電主體按發電量分攤，因此綠電直連項目的余電上網部分也應參與分攤。”
體制機制有待進一步完善
值得注意的是，對于企業用戶而言，綠電直連并不意味著降電價。
"費用疊加之后的價格可能是上升的。對用戶而言，除出口產品碳約束有直連剛需外，不一定需要選擇綠電直連模式，通過綠電綠證交易獲得綠色權益，來滿足可再生能源配額等要求可能更劃算。"自然資源保護協會能源轉型項目高級主管黃輝指出，綠電直連項目屬于重資產，投資回收期較長，投資者更看重用戶用電負荷的穩定性和可持續性。地方政策需進一步明確電源項目轉為其他用途或市場化并網消納條件，確保電源投資資產可持續運行和合理回報。
綠電直連已由國家層面完成頂層設計和框架規范，而各省在具體實施細則上存在差異。謝胤喆舉例，云南重點支持綠色鋁、硅光伏、新能源電池等新建項目，河北優先支持算力、鋼鐵、水泥等行業企業；云南要求負荷距離電源匯集站原則上不超過50公里，青海綠電直連實施方案則沒有距離限制。目前看，綠電直連項目面臨投資成本、電價空間、交易風險等挑戰，更適合有碳排放剛性約束的企業去做，從而在歐盟碳關稅方面獲得一定的溢價空間。
裴善鵬認為，布局綠電直連需重點考慮兩大因素：其一，在"風光"資源富集區域推進此類項目，投資運營成本相對較低，經濟壓力較小；其二，接入柔性負荷較高的用戶，其生產流程可靈活適配風光出力特性，降低配儲需求，并通過優化用電時段進一步提升項目整體收益。在適配產業選擇方面，建議優先選擇電解鋁、儲能電池制造等兼具迫切綠電需求和"柔性負荷"的領域開展試點。
此外，對于東部地區大量出口導向型中小企業而言，綠電需求明確但難以單獨承擔點對點直連項目，"一個園區拉多根專線"既不經濟也不現實。裴善鵬建議，將園區內企業計量關口統一上移，由園區作為整體用戶購買綠電，再配電至區內企業。當前綠電直連明確"點對點"形式，實現規模化"點對多"應用仍待關鍵機制與模式的進一步突破。（記者 盧奇秀）
轉自：中國能源報
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