2025年，新的能源政策层出不穷，令业界应接不暇。在全行业忙于应对136号文件之际，国家发展和改革委员会、国家能源局发布了关于绿色电力直接接入的重要政策（《关于有序推进绿色电力直接接入发展的通知》，以下简称《通知》），为业界在电力市场化发展环境下探索新的应用场景提供了政策纲要层面的支持。
事实上，在国家政策出台之前，江苏、内蒙古等省份也已发布了有关绿色电力直接接入的相关文件，但缺乏明确的文件来支撑绿色电力直接接入的具体实施细则。这项政策的出台，首次在国家层面明确界定了绿色电力直接接入的定义、绿色电力占比、发展目标以及费用结算等问题。
一位熟悉行业政策趋势的专家告诉《光伏》杂志：“尽管绿色电力直连在实际操作中仍面临诸多挑战，但国家层面政策的出台为新能源的下一步发展方向提供了至关重要的政策支持。否则，绿色电力直连永远不可能取得突破。”
从另一个角度来看，作为新能源本地消费场景之一，绿色电力直连是否具有商业价值取决于具体的负荷情况。耗电量大、对绿色电力需求高的项目是绿色电力直连最具商业价值的应用场景。
绿色电力直接连接，这是由多种需求驱动的选择
根据国家发展和改革委员会的官方解释，引入绿色电力直接接入模式主要基于三个原因：满足附近地区新能源消费的需求、满足用户绿色电力消费的需求、为用户提供更多降低用电成本的选择。
其中，本地化新能源消费模式更容易被业界理解。例如，分布式光伏自发电自用，以及源-网-负荷-储能一体化，都是典型的本地化消费模式。绿色电力直接并网则更类似于源-网-负荷-储能一体化的一个分支领域，属于受限条件下的一种类型。
与业内人士沟通后，光伏企业发现，在满足用户绿色电力需求方面存在诸多争议。有人认为，既然绿色证书已与RE100整合，出口企业可以直接购买绿色证书，为何还需要直接接入绿色电力？
经咨询相关专家，光伏专家发现，在欧盟相关体系中，中国绿色证书不在认可范围内。尽管通过政府间对话机制，欧盟碳边境调节机制对中国绿色证书的认可度已显著提高，但截至目前，欧盟碳边境调节机制（CBAM）明确不认可任何形式的绿色证书。它仅认可发电源与生产设施之间的直接并网技术，或电力生产商与消费者之间签署的实物购电协议（PPA）。
在此背景下，面对出口企业对绿色电力的巨大需求，绿色电力直接接入无疑是最佳选择之一。此前，江苏省推行绿色电力直接接入政策也是基于外贸企业对绿色能源的需求。绿色电力直接接入模式将实际用电量与碳属性挂钩，为企业提供了一条低成本、高合规性的减碳路径，尤其适用于出口导向型、高能耗行业。
除了出口导向型企业外，大型能源消费企业也是绿色电力直接并网模式的关键参与者。在电解铝、钢铁、水泥等高能耗企业中，部分企业拥有自己的火力发电厂。“这些用电量大的企业，通过配备风能、太阳能和储能设施以及相应的调度设施，可以利用规模效应降低电价。
据报道，某东部省份的一个油田项目通过将其自有电厂与风力发电站和太阳能发电站相匹配，实现了每千瓦时0.2元以上的电力成本，远低于大型电网的购电价格。
投资风险是否可以考虑在内？
在讨论完商业模式是否可行之后，下一个需要关注的问题是投资风险。
事实上，与绿色电力直接并网、分布式光伏发电以及工商业储能模式相似的是，如果从第三方投资的角度来看，用户面临的不确定性最大，例如企业破产或用电量下降。
事实上，在第三方投资模式下，这个问题是行业评估中最令人头疼的。不仅是上述两种方法，对于利用可再生能源生产氢气、氨和酒精以及源-网-负荷-储能一体化等项目而言，电力需求或氢气、氨和酒精销售的不确定性也是投资决策中最棘手的部分。
解决此问题或尽可能规避此风险的最佳方法是将投资与用户绑定。这也是近两年江苏、浙江地区工商业光伏业主自投资模式比例不断增长的主要原因。一方面，这些业主确实需要降低用电成本并使用绿色电力；另一方面，业主自投资也避免了第三方投资可能面临的不确定性，例如用电量和电价的波动。
显然，国家主管部门也意识到了这一点。“通知”建议，项目电源可以由用户投资，也可以由双方共同成立的新能源发电企业或合资企业投资。原则上，直接并网专用线路应由用户和供电主体共同投资。如果项目电源和用户并非同一投资主体，则应签订多年期购电协议或能源管理合同，并就电力设施建设、产权分割、运行维护、调度运行、结算关系、违约责任等事项签订协议，以避免权利义务不清，有效保障投资主体的合法权益。
因此，绿色电力直接并网的最佳模式实际上是用户自主投资。当然，第三方企业也可以参与合资项目，以约束用户并稳定投资预期。
如何平衡用电成本和收益分配？
从绿色电力直接并网模式的实际运行角度来看，“以往相关模式推广失败的最大阻力，实际上来自电网。这种模式相当于把电网的‘蛋糕’挪了个新位置。” 这也是参与相关项目投资人士的普遍共识。
因此，此次绿色电力直接并网文件的发布充分考虑了各方利益。为公平承担电力系统监管和社会责任，提升公共电网持续为全系统提供监管服务的能力，该通知要求项目按照国务院价格和财政部门的相关规定缴纳输配电费、系统运行成本、政策性交叉补贴、政府资金和附加费等费用。地方政府不得违反国家规定减免相关费用。
从反馈来看，上述关于直接接入绿色电力所需费用的争议最大。一些业内人士认为，如果所有费用都与大型电网的费用相同，“最大的问题在于终端用户的电价是比电网更便宜还是更贵？”这是决定该商业模式能否成功的关键问题之一。
光伏专家咨询了相关专家，了解到“在并网模式下，企业用电仍需由大电网保障。因此，企业向电网购电的相关费用仍需按规定缴纳。但对于直接接入绿色电网的部分用电，其备用费用应适当降低。”
一些业内人士指出，当绿色能源以低压直接接入电网时，专用线路的成本可能略低于通过超高压升压进行长距离输电的成本。然而，也有观点认为，专用线路费用加上其他固定成本，最终未必比从大型电网购电更具成本效益。“因此，项目能否实施取决于每个项目的具体经济效益计算。”
关于电力成本，官方解读指出：“应推动绿色电力直连项目发挥自身调节潜力，提高自发电自用新能源比例，降低对并网容量的需求和对公共电网的用电量，合理节约电力能源成本和系统调节成本，降低项目运行成本。”同时，推动绿色电力直连项目整体参与电力市场，自主优化发电自用曲线，在满足并网用电量比例要求的前提下，通过电力能源及辅助服务交易获得合理收益。
另一方面，考虑到电网运行安全，《通知》在细则中也施加了许多限制，包括明确规定大型电网和绿色电力直连工程应根据责任接口分别履行各自的安全和供电保障责任，并从规划、并网和运行等方面对绿色电力直连工程提出了要求，优先保障大型电网运行安全。
总之，历时半年多才发布的绿色电力直连方案，在制度和机制层面确实取得了突破性进展。该方案全面考虑了各方利益，内容详实。然而，从商业角度来看，绿色电力直连目前并非适用于所有场景，在高能耗、大用电、高绿色电力需求或电网薄弱等环境下，仍是首选方案。
前路漫漫，艰辛无比，但无论如何，绿色能源直接并网为中国新能源发展的下一阶段提供了一条全新的道路，也为有相关需求的企业探索了一条道路。
发布时间：2025年6月4日