封面报道 | 博弈绿电直连

本文首发于《能源》杂志2025年第6期封面文章栏目。

文/本刊记者 武魏楠 范珊珊

绿电直连试点中，如何平衡发电、电网、用户与政府之间的多元化利益诉求，是一个考验政策设计者和改革推进方的重要难题。

江苏省常州市的溧阳县，在秦朝时期就设置了县制。这一名字沿用至今。近代以来的溧阳诗书之气浓郁，绿水青山环绕，却未见太多的产业发展之力。

2016年，宁德时代的重磅落户，如平地惊雷般让溧阳悄然崛起，稳稳站上了新能源产业的“风口”。宁德时代最终投资百亿元，在溧阳成立江苏时代新能源科技有限公司（以下简称“江苏时代”）。

9年之后，江苏时代和溧阳再一次站在了中国能源变革的最前沿。2025年2月，江苏省发改委发布《关于创新开展绿电直连供电试点项目建设工作的通知》（苏发改能源发〔2025〕115号），在全国率先启动绿电直连供电试点，通过电网企业统一规划建设连接动力电池产业链企业与绿电电源的专用线路，实现绿电“点对点”直供。

江苏时代就是5个试点企业之一。

绿电直连是一种创新的能源供应模式，指建立新能源直连专线，将风电场、光伏电站等新能源项目与大型用户（如工业企业、工业园区等）直接连接起来，实现能源生产与消费的直接对接，为用户提供绿色、低碳的电力供应。

早在2021年，国家能源局、农业农村部、国家乡村振兴局联合印发《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》，提出了“创新发展新能源直供电”。

随后在诸多国家级和省级的政策文件中，陆续出现了“新能源直供电”、“绿电直接供应”等表述。但真正让“绿电直连直供”成为行业内关注焦点的时间，还是欧盟《新电池法》及相关配套文件对电动汽车电池碳足迹计算细则的出台。因为这一法案直接关系到中国产品的对欧出口。

《新电池法》相关配套细则对直连的定义是，直连线路应为同一设施内线路或者按照欧洲议会和欧盟理事会发布的《关于电力内部市场共同规则及修订》（第2019/944号指令）第2章第（41）条定义的“连接独立发电站点与独立用户之间的电力线路，或连接发电企业与电力供应商直接为其自有场所、子公司及客户供电的电力线路”。

这种更加强调绿电项目与电池制造企业纯粹物理直连的模式，与此前中国政策文件中的虚拟直供（物理上绿电和电池制造企业是链接大电网，直供只是通过交易形成的虚拟形态）差异巨大。

而江苏的新政策，在国内开创性地提出了建设连接动力电池产业链企业与绿电电源的专用线路，实现绿电“点对点”直供，可以说为当前国内仅有的符合欧盟标准的“绿电直连”。

不过，当我们抛开“绿电直连直供”这样死板的文字定义，不难发现：类似源网荷储一体化的微电网、离网项目，似乎都符合欧盟电池法中的直连标准。

事实上，在电力体制改革不断推进的过程中，中国的电网㐀构和新能源利用形式正在发生颠覆性的巨变。一味地以欧盟标准限定来开发“绿电直连”并不符合中国的发展需要。抛弃模糊的概念定义，找到符合中国的新能源发展与消纳㐀合，才是更为迫切的。

更不容忽视的是，在宽泛的绿电直连直供试点和实验中，如何平衡发电、电网、用户、政府之间的多元化利益诉求，是一个更加考验政策设计者和改革推进方的重要难题。无论是中国概念下的源网荷储一体化，还是符合欧盟标准的绿电直连，都将是无法回避的。

而就在江苏新政策还处于热议中的时候，5月21日，国家发改委、国家能源局联合印发了《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，正式从国家层面确立推动绿电直连。这让本就喧闹的行业，更添一份助力。

政策创新与利益博弈的复杂交织，凸显出绿电直连的复杂与多面。

“中国式直连”

国家发改委、国家能源局发布的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号，以下称《通知》）作为我国新能源消纳政策的重要创新，蕴含着变革电力生产消费模式的契机。

《通知》首次在国家层面明确定义了“绿电直连”模式及相关概念。绿电直连是指风电、太阳能、生物质等新能源不直接接入公共电网，而通过专用直连线路向单一用户供电，实现电量可清晰物理溯源。直连线路即电源与用户间专用电力线，可分为并网型和离网型两类。并网型项目整体接入公共电网但电源接入在用户侧，与大电网有明确边界；离网型则完全独立于公共电网运行。

此外，政策明确项目新能源年发电量的自发自用率不低于60%，且自发自用电量占用户总用电量比例2025年须达30%以上，并逐年提高到2030年的35%以上。同时，限制上网电量比例一般不超过20%，要求不断提高项目就地消纳水平。

这里的新能源项目，既包括了分布式新能源也囊括了集中式项目。近些年来，随着新能源装机的爆发增长，新能源就地消纳诉求变得愈加迫切。特别是2023年以来，西北新能源基地送出受限、东部部分时段光伏出力受限等问题突出，国家能源局提出2025—2027年每年新增新能源2亿千瓦的目标，全国新能源利用率不低于90%的红线。按当前装机测算，要达到90%利用率，则每年需要消纳风光电量约3.5万亿千瓦时。

绿电直连正是为“就近就地”挖掘消纳潜力提供新模式，通过发电侧和用户侧点对点直供，减少远距离输电损耗和中间环节，提高本地清洁电力的利用效率。

此外，《通知》中明确了绿电直连应用的场景。一是新增负荷可配套建设新能源项目。二是存量负荷在已有燃煤燃气自备电厂足额清缴可再生能源发展基金的前提下开展绿电直连，通过压减自备电厂出力，实现清洁能源替代。三是有降碳刚性需求的出口外向型企业利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连。四是支持尚未开展电网接入工程建设或因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源项目，在履行相应变更手续后开展绿电直连。

对于出口型的企业，特别是电池企业而言，绿电直连的政策落地无疑是一项利好。欧盟公布《欧盟电池与废电池法》下的电动汽车电池碳足迹计算规则草案内容显示，目前欧盟认可的电力碳足迹计算模型仅有按照国家平均电力消费组合计算与直连电力两种方式。绿电直连通过物理溯源提供合规工具，帮助企业规避碳成本差距，增强外贸竞争力，尤其对电池、钢铁等高耗能行业至关重要。

绿电直连通过专线连接新能源电站与用电企业，能实现供给电量清晰物理溯源，符合“直连电力”模型，让企业准确核算电池生产中的电力碳足迹，避免因采用其他不被认可的方式导致碳足迹计算不符合要求。

绿电直连的明确为出口型用户提供了“物理路径”的证明。目前而言，对于此类企业无疑更有吸引力。

实际上，多年前，国内多个省份已经开始探索绿电直连模式，比如国内在建或建成投产的风光制氢一体化项目，多个已经改造完成的燃煤自备电厂可再生能源替代工程都属于《通知》中描述的绿电直连项目。另外，内蒙古自治区六类市场化项目的源网荷储一体化项目、河南省源网荷储一体化项目中工业企业类项目、山东省源网荷储一体化试点项目中新能源就地就近消纳模式试点项目以及江苏省的绿电直连项目试点等也属于绿电直连范畴。

然而，由于各地资源禀赋和消纳特点不同，绿电直连实施起来，颇有难度。离网系统的直连项目对电力供应的稳定性提出了更高的要求，而并网型项目对应的产品能否得到国际市场的认证也存疑。目前无论是零碳园区还是源网荷储一体化，这些绿电直连的商业化项目几乎都做不到完全的离网运行，相当于把公共电网作为一个备用电源。因而，对于参与其中的用户、电网、发电厂等利益相关方而言，更是一场错综复杂的博弈。

复杂的实践

实际上，离网实验早已经悄然展开。

在内蒙古赤峰的草原荒漠之上，远景科技集团正在进行一场前所未有的“能源实验”。这片远离大电网的区域，一组由风力发电机、光伏阵列、储能系统和氢氨化工厂组成的独立系统，正试图诠释“100%离网运行”的终极形态。

2022年3月，远景科技集团和赤峰市签订战略合作协议，随后该集团在赤峰成立远景零碳技术（赤峰）有限公司，建设全球首个商业运营绿色氢氨工程，也是全球最大规模、成本最低的绿色氢氨项目，即年产绿色氢氨150万吨项目。

2024年3月，项目第一阶段30万吨绿色氢氨首期工程顺利投产，并且成功实现使用100%的绿色电力。

“赤峰项目的核心突破之一，是在适应新能源的波动性后对其实现的系统性驯服。”远景能源高级副总裁娄益民告诉《能源》杂志记者。

远景通过自研的AI气象大模型，将风光资源的预测精度提升至分钟级。这意味着系统可以高精度的预测小时级以内的风速变化，或是捕捉到一片积云对光伏输出的瞬时影响。这种预判能力直接决定了储能系统的动态调节策略：在风光过剩时，储能系统以毫秒级响应吸收冗余电力；而在间歇期，则以稳定功率释放电能，确保氢氨化工厂的电解槽24小时维持在宽幅可调负荷区间内运行。

对于一个以风光作为绝对主力电源、完全没有化石能源发电的离网电力系统，最大的难点毫无疑问是如何平衡风光电的稳定性与波动性。当风光超发、储能满载时，“弃电”成为必然选择，而负荷端的柔性调节能力存在极限。

如何配备风光装机容量和储能的比例，既考验技术预测实力，也事关项目经济性的关键。装机过于冗余，安全性得到了保障，但电力成本却上升了。如果风光储的比例不能保证电力稳定供应，给氢氨生产带来影响，损失则更大。

而精准的新能源功率预测，正是远景的核心优势之一。根据2023年南方电网发布的《关于公布2023赛季新能源功率预测价值生态圈培育计划竞赛㐀果的函》，在新能源发电功率预测生态圈培育计划参赛队伍中，远景科技集团旗下远景智能以累计全网综合平均得分95.3437分排第一名，获比赛特等奖。

“我们像是在为能源流动修建一座数字化水库。”娄益民解释道，“气象模型是闸门控制器，储能是水库容量，负荷端则是可调节的灌溉网络。”

尽管名为源网荷储一体化，但完全离网的赤峰项目实质上就是一种“绿电直连”。从源端的风光装机到电力专线和储能设施，全部由远景投资建设，并调度运营。而且作为业主方，远景还能调动负荷端的变化和停产检修，以配合新能源发电系统。

这种机制上的创新，带来了经济效益的突破。据《能源》杂志了解，通过自建柔性电网，项目规避了传统电网的输配电费、基金附加等成本项，综合电价较当地工业电价低。仅此一项就实现了终端优势。而且绿电制氢氨的生产流程几乎零碳排放，配合国际碳足迹认证，使得产品在欧盟碳关税机制下具备显著竞争力。

但这一模式的复制门槛极高：赤峰年有效风电利用小时超过3000小时，满发天数150天，还有大约2000多小时的日照时间。类似这样的“黄金选址”或许在中国还有很多，但除了风光资源外，土地、税收、交通、区位等一系列因素必须考虑在内。

因此，对于更多的企业来说，和既有绿电项目实现直连直供更为现实。

而在千里之外的江苏，一场关于“绿电直连”的政策实验却陷入了概念混战与利益胶着之中。这两处实践，如同硬币的两面，共同勾勒出中国绿电直连直供在技术突破与制度瓶颈间的复杂图景。

尽管江苏试图定义中国版“绿电直连”，但按照欧盟标准，直连需要确保用户电力100%来自可再生能源且物理隔离于大电网，而江苏方案却允许试点项目与大电网保持连接，仅要求“绿电消费占比不低于80%”。这种“半直连”式被业内质疑为“概念炒作”。

“挂着大电网备用线路，本质上仍是传统购电模式，只不过给部分电量贴了绿标。”某规划咨询公司专家直言。如果说概念争议可以忽略，那试点中的技术问题则更加直接。

据《能源》杂志了解，江苏省5个绿电直连试点中，盐城的3个试点已经有确定的直连方案。“苏北地区有一些集中式的新能源项目，直连用户的问题不大。但苏南地区基本没有集中式项目，以分布式来直连的话，难度很大。”上述规划公司专家表示。

如果苏南地区的绿电直连试图通过分布式光伏+储能实现，那么分布式电源的分散性与用户负荷的集中性会形成矛盾。“要满足一个电池工厂日均500万千瓦时电的需求，可能要链接几千户分布式光伏。”这种“蚂蚁搬大象”的模式，在调度协调、损耗控制等方面存在天然短板。

当然，苏北的集中式新能源直连也并非没有问题。“虽然集中式新能源解决了电源容量问题，但专线输电距离超过80公里，线损率可能比较高，会抵消部分绿电成本优势。”

还有更多的细节问题暂时无法调和。例如，新能源企业自建的气象预测模型与电网调度系统数据接口不互通，导致风光出力预测无法实时共享；用户端负荷调节设备（如可调电解槽）与电网调频装置缺乏联动机制，难以实现“源荷储”动态平衡。这种“信息孤岛”现象，使得技术整合成本激增。

技术上争议的核心，或许可以归于电网企业的角色重构。长期以来，高耗能、高排放企业作为电网传统大客户，其用电需求构成了电网稳定的收益来源。而绿电直连意味着用户可能绕开电网直接从新能源场站购电，对电网的售电业务和输配电费收取形成了冲击。

电力系统底层逻辑的变化，直接和利益挂钩。

利益博弈

江苏绿电直连改革中保留着和电网的连接，而又宣扬为符合出口欧盟标准。这样的不一致显得改革有些“犹抱琵琶半遮面”，背后隐藏的则是多方利益的激烈博弈。

在专线建设问题上，《能源》杂志获悉地方政府希望电网承担投资主体责任，而电网则要求将专线成本纳入输配电价分摊。这意味着全省工商业用户可能间接为少数试点企业的专线买单。

“这种成本转嫁机制缺乏法理基础，本质上是用公共资源补贴特定市场主体，必然引发公平性质疑。”对电网而言，专线仅服务单一用户，投资回收期长达20年以上，远高于传统电网项目（8～10年），而用户却希望专线电价低于现行工业电价，导致电网盈利预期与用户成本诉求严重冲突。

终端用户电价的组成无非是：发电侧上网电价+输配电价+政府性基金+辅助服务分摊（调峰调频等）。用户希望专线上没有输配电价和政府性基金，最好也没有辅助服务的分摊。而投资建设的电网，势必要收回这部分的成本。

但是在《通知》中，写明了“绿电直连项目应按国务院价格和财政主管部门相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。各地不得违反国家规定减免有关费用。”

这也是绿电直连和源网荷储一体化的差别。如果电源、线路、生产负荷都只有一个投资主体，成本核算是“肉烂在锅里”。而绿电直连不仅牵扯发电、电网、用户，而且直接和全省工商业用户有关系。更不要说，在用户和发电的“绿电直连”谈判中，还存在不断压价的环节。

因此，江苏试点企业的真实动机多遭质疑：多数申报企业更关注电价优惠而非绿电属性。某电池企业负责人私下表示：“只要能降成本，哪怕绿电比例只有50%也愿意尝试。”在这个多方博弈的乱局之中，电网总是会成为被批评的角色之一。我们必须理解这其中存在的“生存焦虑”。

传统高耗能企业是电网核心利润来源。若允许所有同类企业通过直连绕开电网购电，电网售电量可能大幅度下降。除了输配电价利益的多寡之外，原本可能存在的购销差价一并消失。

中国长期存在着居民电价和工商业电价之间的剪刀差。尽管工商业电价对居民电价的补贴存在不透明的问题，但不可否认这样的交叉补贴是事实存在并得到认同的。除非对电网企业效益考核剥离相关部分或者改革强力执行2015年中发9号文的相关内容，否则电网作为企业没有理由放弃这块原本属于自己的应得利益。

绿电直连与传统电力系统的深层矛盾，本质上是能源体系转型中“路径依赖”与“控制权争夺”的叠加效应。传统电网以煤电基荷为核心构建的“源随荷动”调度逻辑。而在绿电直连政策出台之后，未来的新能源企业可以通过自建柔性微网实现离网运行，将电网降级为应急备用角色。实际上，现在很多企业在实践了风光直接制氢，多少有些降低电网依赖的尝试。

这种“去电网化”趋势并非否定大电网，但多少触动了电力系统的原有㐀构。尽管电网在改革中似乎处于不利地位，但也应该看到，绿电直连或者源网荷储一体化必须是综合性考量的能源变革，而不能成为某些企业单纯降电价的抓手。

更重要的是，绿电直连存在冲击电网系统稳定性的风险。这关乎安全底线，是电网公司超越经济考量外的首要关切。

至少在目前我们可以预见的情况下，未来所有的绿电直连项目大概率不会是100%离网运行的。这就意味着项目会和电网继续保持链接。“只要链接存在，电网就必须为了可靠性进行投入。稳定，背后一定要付出代价。”有电力系统专家表示。

这也能解释为何《通知》特别强调了“加强运行管理”，包括：安全管理、做好电网接入、调度运行管理、厘清责任界面、鼓励提升系统友好性等内容。而系统运行费用作为比输配电价更多、更关键的费用，自然也不会轻易减少或者取消。

地方工信部门从降低企业用能成本角度出发，倾向于支持用户侧诉求；能源主管部门则需统筹电网安全、能源㐀构优化等全局性问题。改革如果是剃头挑子一头热，显然是不可持续的。

绿电直连本质上是在倒逼电力体制突破“诺斯悖论”：既要通过市场化释放新能源生产力，又需维持电网作为公共基础设施的稳定性。任何能源创新，都不能以牺牲系统安全为代价。只有建立包含技术标准、价格机制、监管框架的完整制度包，绿电直连才能从企业降本工具升华为新型电力系统的建构性力量。

未来可行性

最有可能的是，在未来，各地绿电直连会因为资源差异而开发出不同的模式。沿海地区经济发达，用电负荷大，且多为出口外向型企业集中地，对绿电的需求较为迫切。其专线模式通常是利用海上风电或沿海陆地的分布式新能源，通过专用电力线路将绿电直接输送到特定的用电企业，如大型制造业企业、电子信息企业等。这种模式可以实现绿电的“点对点”供应，减少在公共电网上的传输损耗，也便于对绿电的来源和使用进行精准追溯，满足企业应对碳关税、电池法案等对产品碳足迹核算的要求。

在新能源资源丰富的西北地区，源网储一体化模式是将大规模的新能源发电基地、电网和储能系统进行统筹规划。一些高耗能企业或产业园区，实现新能源电力的直接供应，降低企业用电成本。

而对于工业用户而言，电力稳定运行是首要要求。风能、太阳能等间歇性能源，给绿电直连用户的连续性和稳定性带来了挑战。《通知》要求，并网型绿电直连项目应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，充分提升项目的灵活性调节能力，尽可能减少系统的调节压力。也就是必须配备一定比例的储能设备，从而增加了前期投资和运维成本。对于企业而言，一些区域可能还会高于现有的用电成本。

据调查，典型绿电直供项目中储能设备投资可占总投资的40%以上，综合成本居高不下。在江苏某试点中，由于专线用户仍需承担部分固定容量电费，项目内部收益率普遍低于8%，投资回收期长达8～10年。这反映出目前直供模式的盈利水平。

以数据中心为例。截至目前，绿电直连以及特殊模式在数据中心作为电源的尝试进展，目前还没有真正的数据中心采用绿电直连方式。大型互联网企业如阿里在张北、甘肃等地的数据中心，更多是通过电网进行绿电下网交易，认定使用了绿电。

数据中心采用绿电直连模式存在一些问题，如能否满足用电量需求、控制系统存在难点、需要配备大量储能或建设智能微电网，导致成本较高，因此目前大家采用该模式的动力不足。

华能集团能源研究院副院长陈大宇撰文指出，“绿电直连”虽然是能源领域的创新之举，具有广阔的发展前景，但用户不仅要承担建设成本，而且要面临市场交易与收益的不确定性，绿电直连在推进过程中面临着安全、经济、技术等多重风险。电力系统本身就是最大的网源荷储系统，“绿电直连”形成的小系统，在可靠性相同的前提下，必然经济性低于大系统。因此，减少对于大系统依赖、自由选择可靠性是小系统获得相对经济性的必然选择。

值得注意的是，政策鼓励就近消纳，但“就近”距离未明确，跨区域项目可能面临审批障碍。长距离专线建设成本高企，可能抵消电价优势。

项目的风险还在于电力用户持续运营，若未来经营出现问题导致负荷大体量消失，退出机制如何？《通知》提出，省级能源主管部门应基于本省电力供需形势、消纳条件等实际情况，进一步细化就近就地消纳距离、网电量比例、退出机制等具体要求，引导项目科学合理评估需求。这意味着上述问题将留待今后各省出台的细则回答。

在当下，对有能力做到直连的市场主体，以及有需求通过绿电直连解决潜在出口挑战的外向型企业，政策的出台给绿电直连项目的建设和创新提供了依据。此外，绿电直连项目是虚拟电厂或某虚拟电厂的重要组成部分，从山东、山西、浙江出台的针对虚拟电厂的政策看，未来绿电直连项目在电力市场及源荷储多元互动中大有可为。

在全球绿色供应链要求日益严格的背景下，企业迫切需要低碳解决方案，绿电直连提供了一个直接可行的路径。政策鼓励的创新模式，为行业带来了更多灵活性和可能性。可以明确的是，政策的出台只是一个开端。各省份的执行文件，缴纳费用细则也有待明确。如何平衡电网的利益，推进政策执行落地，是未来的重点。

据《能源》杂志了解，阿里巴巴曾在浙江省提出推动核电直连数据中心，以实现降碳和降电价的目标。此外，四川省曾在《通知》出台前尝试推动水电直连数据中心的模式。尽管根据《通知》，核电、水电都不算是国内有政策规定的“绿电直连”，但这并不妨碍类似的商业模式在各方利益得到充分协调的情况下，突破政策文件限制，实现更多清洁能源的利用形式。

不过，抛开绿电直连模式带来的降价优惠，如何实现更好的减碳目标，还要对中国标准与欧盟认证的兼容性进行探索，直供电量与绿色电力证书交易衔接，确保每度直供绿电的环境价值有据可查，用户购买直供电对应绿证以满足其可再生能源消纳责任，以避免“概念先行、落地滞后”的长期隐患。

绿电直连的“物理路径”清晰可见。但打通这条路径所需的“制度通道”，其复杂程度远超架设一条专线。这场博弈的最终㐀局，或将超越中国新能源产业层面，进而带来整个既有利益格局的重组。

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