1. 破解新能源消纳困局2024年我国新增光伏装机超216GW，但西部“窝电”与东部“缺电”矛盾突出。绿电直连通过“点对点”直供模式，让新能源就近对接用电大户（如工业园区），在物理层面实现“源网荷储”协同，有效规避跨区域输电瓶颈。

2. 应对国际碳贸易壁垒欧盟碳边境调节机制（CBAM）2026年全面实施，要求出口商品提供生产过程碳足迹证明。目前欧盟仅认可两种绿电路径：

• 物理购电协议（PPA）

• 发电端与用户端物理电缆直连这使得绿电直连成为出口企业碳合规的“生命线”。

  
  

  
  

国家发改委、能源局联合印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（简称650号文），确立四大关键机制：

1. 规划建设规范化

• 新增负荷可配套新能源项目，出口企业可探索存量负荷改造

• 项目规模纳入省级能源规划，线路建设需符合国土空间规划

• 设置电力峰谷差率上限，缓解对大电网的冲击

  
  

  
  

2. 投资运营市场化

• 破除主体限制：允许民企等各类主体（除电网）投资，新能源发电豁免电力业务许可

• 创新运营模式：余电上网比例≤20%，自发自用电量≥总发电量60%

• 明确消纳指标：绿电需占项目总用电量30%以上

  
  

  
  

3. 权责边界清晰化

• 并网型项目与公共电网按产权分界点划分安全责任

• 项目主体自主申报并网容量，超容部分与电网协商费用

  
  

4. 价格机制透明化

• 按规定缴纳输配电费、系统运行费、交叉补贴等费用

  作为整体参与电力市场交易，按交换功率结算
  
  

  
  

Q1：专线直供为何仍需交“过网费”？

• 公共系统依赖：即使不通过主网输电，仍享受电网备用保障、频率调节、安全监控等服务

• 公平性考量：避免大企业逃避分摊公共电网建设成本，导致中小用户负担加重

• 政策防套利：防止企业借“假直连”名义规避政策性费用

  
  

  
  

Q2：专线建设成本多高？是否划算？

经济性对比：

• 普通工商业电价：0.65-0.85元/度

• 绿电直连综合成本：0.4-0.6元/度（发电）+0.2-0.3元/度（线路摊销）≈网电持
  
  

• 平战略价值：
  1.锁定优质新能源资源
  2.获取国际认可的碳减排资产
  3. 享受绿电溢价（品牌溢价+碳交易收益）

  
  

  
  

四、产业升级新定位

绿电直连绝非“避费捷径”，而是企业应对双碳时代的升级阶梯：

• 对政府：破解新能源消纳瓶颈的物理方案

• 对电网：推动“源网荷储”融合的技术路径

• 对企业：获取出口合规通行证的核心基建

正如政策制定者所言：“这是将绿色竞争力转化为产业优势的制度性突破。”（中国宏观经济研究院能源研究所专家观点）