编者按
5月20日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》，将绿电直连模式从“单一用户专属”升级为“多主体普惠共享”，大幅拓展了绿电直连可覆盖范围，对于进一步促进新能源就近就地消纳、更好满足能源绿色低碳转型需求具有重要意义。政策的生命力关键在落地见效。深入总结分析绿电直连相关政策发布以来取得的成果及面临的困境，有助于更好地促进多用户绿电直连政策的有效落地，切实发挥其对实现“双碳”目标的积极作用。
绿电直连是满足企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平的重要机制。2025年5月,国家发改委、国家能源局联合印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（以下简称“650号文”）；2026年5月20日，两部门又联合发布《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（以下简称“688号文”）。截至2026年4月，已有24个省份出台配套政策，99个绿电直连项目获得审批，政策框架初步建立。自“650号文”发布一年来，各地政策落地差异显著，且综合用电成本偏高与地方政策反向收紧，使得绿电直连的政策热度与实践落地之间仍存在明显落差。
■■政策落地见效面临的内在约束
绕不开的政策性成本。绿电直连的核心矛盾在于，既要通过专用线路不经由公共电网实现物理溯源，又依赖电网提供兜底保障。根据“650号文”，绿电直连的新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，其制度功能在于实现物理溯源，确保供给电量的绿色属性可追踪。但无论项目自发自用比例多高，只要接入公共电网，电网就必须随时准备在风光出力不足时按接入容量提供电力保障，这种保障需要支付对价。这一矛盾的价格化体现，就是2025年9月印发的《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（以下简称“1192号文”）所确立的并网型项目的容量制输配电价机制，这笔费用是政策设计的基石，是电网为项目提供兜底保障的对价。
经济性的深层悖论。容量电费的刚性约束，直接传导为项目经济性的深层悖论。“1192号文”的定价公式决定了一个基本格局：项目向电网申报的接入容量越大，需缴纳的容量电费越高；而压缩接入容量，一旦新能源出力不足，项目面临的停电风险也会随之上升。负荷率偏低的企业，度电分摊的容量电费走高；负荷率高的连续生产型企业，对供电可靠性要求极高，不得不申报接近全负荷的接入容量，度电分摊同样难以下降。项目输配电费主要与接网容量挂钩，这是绿电直连经济性的核心约束。即使在资源富集地区，绿电直连的综合用电成本也明显高于当地工业电价。考虑欧盟碳边境调节机制（CBAM）的免费配额和实际缴费需求，碳关税节省远不能覆盖绿电直连的政策性成本。
地方政策反向收紧。国家政策搭建框架后，各地的实施细则具体划定落地空间，是政策真正落地的关键所在。在守住安全底线的前提下，省级政策完全可以在国家框架内为项目落地创造更大空间。但从已出台的省级文件看，一些省份的具体条款比国家政策更为严格。个别省份特殊地区要求余电上网比例原则上不超过10%，比国家文件“一般不超过20%”的标准更严；储能设施不得作为独立主体参与辅助服务等电力市场，不得通过租赁方式配置或对外租赁盈利。不同省份在政策制定上呈现出明显的保守与开放分化，有些省份已经在国家多用户政策出台前，支持先行先试，稳妥开展多用户绿电直连和绿电园区试点，鼓励通过租赁独立储能容量等方式配置调节资源，明确项目退出后可回收利用线路。
跨主体合作的机制障碍。“688号文”为跨主体合作提供了制度框架，但在实践中，跨主体合作面临结构性难题：退出机制不畅，利益分配空间有限。有的省份规定，项目投运后三年内不得退出，跨主体项目退出须双方共同发起。这意味着，当一方经营困难需要退出时，只要另一方不同意，退出程序便无法启动。还有的省份规定，项目退出后直供新能源退坡解列，原则上不接入公共电网，这意味着电源资产将面临沉没。利益分配方面，容量电费作为电网提供兜底保障的对价，其收费标准刚性不变且占有较高比例，不随项目盈亏而浮动。在项目整体收益空间有限的条件下，这笔固定成本使得发电方与用电方之间的利益分配空间更加有限，增大了跨主体合作的难度。
■■四条路径推动绿电直连更好落地
其一，项目开发优先采用集团内部一体化模式。在利益分配、争议裁定、退出通道等配套机制尚未完善之前，跨主体合作的风险较高，且缺乏制度性保障，集团内部一体化是相对务实且应优先考虑的选择。具体包括三种模式：发电企业自主开发并向绿电消费产业端延伸，用电企业自主开发新能源，或双方成立合资公司。发电企业依托新能源项目开发运营经验，以较低成本建设新能源电源项目，并通过向绿色氢氨醇等产业链延伸实现绿电内部消纳。这一路径在获取高附加值产品的同时，推动发电企业自身产业转型。但发电企业需直面下游产业的技术门槛与市场风险。用电企业作为负荷主责单位，在“以荷定源”原则下开发新能源项目具有独特优势，既可以确保电源建设与负荷需求精准匹配，又能够避免因第三方投资回报诉求而扭曲项目定位。但用电企业在技术能力和资金实力上存在短板，需承担建设成本控制、安全管理等开发运营风险。由发电企业与用电企业成立绿电直连项目合资公司，整合各自专业和资源优势，实现风险共担、利益共享，是应对上述困境的路径之一，“688号文”为该模式提供了制度框架。但需要协议明确股权结构、治理机制、利润分配等，避免因利益分歧导致合作破裂。以上三种模式的共同逻辑，是通过股权和治理整合将外部合作关系内部化，规避跨主体协调的交易成本和退出风险。
其二，审慎研判开发区域与产业条件。资源禀赋是绿电直连经济性的基础。尽管在容量电费刚性约束下，绿色溢价倒挂无法消除，但高利用小时数摊薄发电成本，可有效缩小倒挂幅度。项目开发应优先布局“三北”资源富集区。东部沿海省份虽然风光资源有限，但当地出口型企业聚集、碳边境调节机制压力迫切，对绿色溢价的支付意愿和承受能力较强，绿电直连项目仍存在落地空间。连续满负荷生产的高耗能产业是绿电直连的优质负荷。电解铝、铁合金等产业负荷曲线平稳，且其产品出口对绿电物理溯源有刚性需求。不过这类负荷对供电可靠性有刚性要求，申报接入容量接近全负荷，容量电费难以压缩。负荷曲线灵活、可随风光出力调节的产业，如部分可进行任务调度的算力中心、绿色氢氨醇等，则可依托需求侧响应和算力调峰参与电力系统调节，适当压缩申报容量，成本结构相对更可优化。政策环境是项目选址的重要考量。友好的政策环境，体现在接网条件的灵活性、允许储能配置的商业化运营，以及退出通道畅通等，项目布局应优先选择政策空间更大的省份。
其三，以自主申报权激活容量电价弹性。容量电费是绿电直连经济性的最大单一约束。国家政策要求项目自主合理申报并网容量，以此激励项目方通过配置储能、挖掘灵活调节能力等方式降低对公共电网的依赖。容量电费的高低，本质上是项目方权衡供电可靠性与成本之后自主决策的结果。但这一自主选择权，对不同负荷类型的项目约束完全不同。对电解铝等刚性负荷而言，停电的灾难性后果使其申报容量必须覆盖最大负荷。将项目自建保障能力纳入定价考量，是降低申报容量压力的有效路径。可将储能等自建保障设施的配置水平纳入接网容量核定范围，对配置构网型储能比例高、自平衡能力强的项目，允许其申报更低的接入容量，对应的容量电费随之下降，使可靠性保障从单纯依赖电网兜底，转向项目自身能力与电网兜底的市场化组合。与此同时，当项目自身负荷率低于所在省份平均值时，应允许项目在容量制与两部制之间自主选择，以减轻项目投产初期电量偏低时的容量费压力。
其四，以省级细则打通落地路径。国家政策已搭起框架，但多用户模式、退出机制、储能配置等具体尺度，仍由各省确定细则。省内政策应在国家框架内结合本地实情，打通落地路径。随着“688号文”的出台，多用户政策的障碍已经消除。省级政策应尽快明确项目拓展的审批程序、园区内多用户接入的技术规范与调度规则等操作细节，为项目提供灵活的接网条件，如允许跨地市合作开发、放宽线路距离限制，为项目选址提供更大空间。促进储能配置方式多元化，储能租赁和独立参与辅助服务市场，将储能由一次性固定资产投入转化为运营成本，减轻初始投资压力。畅通项目退出通道，研究增设经营恶化触发条款，允许单方申请退出，确保一方经营恶化时能够单方止损，避免跨主体合作因此被锁死。明确项目退出后，经协商可由电网企业收购回收利用线路，为投资者保留止损通道。
（作者系国家电力投资集团公司党校教务部总监）
