绿电直连如何促进新能源融合发展

在“双碳”目标持续推进、新型电力系统加快建设的背景下，绿电直连作为一种创新模式，旨在打通绿色电力生产端与消费端的通道。其意义体现在两方面：一是兼顾电网安全运行，提升新能源消纳能力；二是满足产业端对绿电物理溯源和绿电消费的现实需求。为此，需系统梳理相关政策背景，深入研究开发技术要点，以期为绿电直连在新能源高质量发展中的落地实操提供思考与建议。

新能源消纳日趋急迫

产业绿色消费需求上涨

过去二十年，我国新能源发展迅猛。截至2025年，全国风光总装机规模达18.4亿千瓦，占比47.3%，首次超过火电；预计到2035年将增至36亿千瓦。然而，风光利用率并未同步提升——2020年风电、光伏利用率均在97%以上，而2025年已降至95%以下。在新能源多元化供给持续扩张的背景下，亟需行之有效的消纳路径，确保绿色电力“发得出、用得了”。

与此同时，国家不断强化“双碳”考核。2026年4月12日，中共中央办公厅、国务院办公厅发布《碳达峰碳中和综合评价考核办法》，地方碳考核设置5项控制指标和9项支撑指标，其中“非化石能源消费占比”“年度新增用电量中新增清洁能源电量占比”等均与新能源发展和消纳直接相关。地方将指标细化落实后，碳考核压力将传导至工业园区及用能企业。

近期印发的《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》（以下简称《办法》），标志着可再生能源发展从“供给侧推动”转向“消费侧拉动”，重点用能行业的绿电消费压力进一步加大。《办法》明确，企业可通过自发自用、绿电直连、绿证绿电交易（划转）等方式完成消纳责任，对应到实际项目开发中，即为分布式光伏、绿电直连和市场交易三种模式。

然而，以屋顶为主的分布式光伏规模有限，难以承载主要消纳任务。以山东为例，其仅能满足用能企业28.3%的绿电消费权重，且受制于地区电网承载力及消纳时空错配问题。绿证绿电交易方面，由于绿证需求旺盛、价格持续走高，预计2028年绿证单价将从目前的5.9～6.0元上涨至10元以上，同时所付环境溢价尚未获得欧盟等海外市场认可。在此背景下，具备可追溯性的绿电物理直连模式，正成为各方关注的焦点。

绿电直连

成为破解消纳难题的新路径

2025年，国家出台《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），首次对绿色电力物理直连作出明确定义：指风电、光伏等新能源不接入公共电网，通过专用线路向单一电力用户供电的创新模式，分为并网型和离网型两类。其中，并网型要求“以荷定源”，须满足60%、30%、20%的电量指标，并持续提升新能源消纳水平，服务企业降碳需求。同年，《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）进一步明确了并网型直连项目的输配电价、系统运行费和线损缴纳方式，推动绿电直连从“政策概念”走向“落地实操”。

2026年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号），将直连适用范围扩展至新增多用户、绿电消费需求用户（不限于出口型）及园区等场景。至此，绿电直连已形成较为清晰的实施路径，可在多种场景下有效应对新能源消纳与企业降碳的双重挑战。

在具体场景融合方面：

工业微电网：依据2025年12月工业和信息化部等五部门联合印发的《工业绿色微电网建设与应用指南（2026～2030年）》（工信厅联节〔2025〕77号），明确工业企业或园区可自筹自建，探索源网荷储一体化、绿电直连等项目，挖掘负荷调节能力；也可通过第三方共建形式开发周边清洁能源，探索向符合政策要求的外向型存量负荷开展绿电直连。

零碳园区：依据2025年7月国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局联合印发的《关于开展零碳园区建设的通知》（发改环资〔2025〕910号），零碳园区的核心指标和引导性指标均可依托绿电直连模式完成，明确提出园区用电应优先通过绿色电力直接供应，且直接供应比例原则上不低于50%。

把控三大核心技术要点

要点一：对接优质产业。从现有工程经验看，仅部分负荷适合开展绿电直连。以山东省为例，当前，重点聚焦出口型锂电池、电池正负极材料产业，同时培育绿氢链和算力中心。选型的首要步骤是从用电稳定性、负荷可调潜力和供电可靠性三方面开展负荷特性评价。一是在用电稳定性方面，利用小时数高、峰谷波动小，有利于提高直连后用电量预测的准确性，增强“以荷定源”的匹配度；二是在调节能力方面，以电解水制氢为代表，调节能力强、响应速度快，自发自用电量占比可达55%以上，远超政策要求的35%；三是在供电可靠性方面，以A级算力中心为例，要求主变双重配置，项目负荷率相对较低，难以获得输配电费的下降空间。

要点二：重视源荷匹配的科学性。应优先采用时序生产模拟仿真方法，发挥其小时级精细化、动态化的优势，深度还原局域电力系统中电源出力与负荷需求的时空特性。通过将源侧资源条件与负荷用电特性量化导入，结合政策电量占比约束、储能充放约束、电网消纳水平约束等条件，开展动态供需平衡计算；在寻优过程中，综合考量新能源发电成本、储能运维成本、网购电成本及余电上网收益，经投资与度电成本等核心经济指标比选后，形成最优源荷匹配方案。

要点三：合理选择输配电费缴纳模式。1192号文提出的月度容需量模式，将消费模式从“按电量计费”转变为“按容量包月不限量”。在新模式下，电网企业按接网容量收取固定费用，承担备用供电责任，费用与实际下网电量脱钩。由于输配电费与接入公共电网的容量密切相关，合理优化主变容量可提高项目负荷率，降低输配电费。但对于供电可靠性要求较高的用户（如精细化工），其实际负荷率多低于公网平均水平，输配电费反而上升，此时宜继续选择原两部制模式缴纳输配电费。

开发热潮下的思考与建议

对于单一用户绿电直连的场景，源荷间要建立公平合理的市场机制。一方面，对源荷非同一投资主体的项目，应在核实负荷与电源基础数据真实性的前提下，建议双方做好信息共享；另一方面，应明确追逐低电价并非直连项目的核心目标，各方应科学参与市场，维护长期公平竞争秩序。

从技术要点可知，科学的直连用户电价预判需依托深度技术方案和充足的基础数据分析，方能保证前期电价估算的准确性。但在实际开发中，部分企业用户认为仅凭借总用电量即可核算出直连实施后的用电成本，未重视源荷匹配科学性，准确度难以保证。若据此仓促协商意向价格区间，后续数据完善后往往超出原定范围，导致双方陷入被动。因此，直连项目建议优先以合资公司形式运作，形成利益共同体；若暂不具备条件，建议源荷双方重视技术方案，科学开展经济性测算，并依据交易电价区间，理性看待规划阶段电价预估，通过多种手段规避波动性风险。

对于多用户绿电直连的场景，主责单位需承担更多的引导责任，发挥沟通管理能力。由于绿电直连坚持“以荷定源”，多用户场景和园区场景下，负荷边界的确定以及负荷预测的难度明显增加，当偏差越大，主责单位的运营风险越高，因此前期需充分沟通协调各负荷用户，降低预测偏差。同时，供电范围扩大，导致运行方式复杂化，前期谋划与建设应充分征求电网公司等主管部门意见，建设运营过程也需持续强化多方协作。主责单位和各相关方应始终明确绿电直连项目的核心目标。多数场景下，降低电价虽为主要诉求，但绿电直连作为一种源荷协同的实施路径，旨在减少对传统绿证绿电市场的完全依赖，通过物理直供方式构建可控的绿电消费体系，从而有效管控用能成本。因此，建议主责单位发挥引导作用，基于环境溢价持续上涨的趋势综合评估项目经济效益。

国内绿电直连模式的出现，主要受三重压力驱动：一是欧盟CBAM、《新电池法》《关键原材料法案》等全球绿色贸易壁垒，倒逼供应链绿色化，企业须提供可被认可的绿电消费量；二是国家“双碳”目标考核落地，社会降碳目标与用能企业绿电消费直接挂钩；三是绿证需求旺盛、价格上行，抬升了未来市场化绿电的使用成本。

在此背景下，绿电直连能够实现绿色电力的物理路径溯源，充分响应国际国内发展趋势。其核心目标必须且终将聚焦于提升新能源就近消纳水平、提高企业绿电消费占比，这一目标应逐步被各方投资主体认可，并愿意为此支付合理成本。

目前，国内通过评审的绿电直连项目约百项，未来还有很大的增长空间。因此，各方尤其是产业侧投资主体应充分认识到，绿电直连带来的绿色环境价值需要相应的成本支撑，并应基于环境溢价上行的趋势研判项目整体经济效益。唯有如此，绿电直连才能在类型更丰富、覆盖更广的园区等场景中，成为产业端应对国际绿色贸易环境、有效把控未来绿电消费成本的可行路径。

本文刊载于《中国电力企业管理》2026年8期，作者供职于国家电投山东电力工程咨询院。

来源：电联新媒