绿电直连，万亿市场新风口来了？

从政策破冰到市场深拓，绿电直连如何重塑能源格局，破解转型困局？

文 /  NE-SALON新能荟小编团  

2025年，全球能源转型浪潮汹涌澎湃，我国在绿色能源领域的探索与创新不断深入。5月21日，国家发展改革委、国家能源局印发《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），首次从国家层面明确绿电直连定义为：风电、太阳能发电、生物质发电等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，可实现供给电量清晰物理溯源的模式。这一政策的出台为我国新能源电力供应模式带来革命性变革，标志着绿电直连从“证书虚拟交割”迈向“物理直连溯源”的新阶段，成为破解欧盟碳关税壁垒、推动能源转型的关键抓手之一。

政策破冰：制度创新引领发展

国家绿电直连重磅政策落地，以全新定义重塑能源供给格局，明确新能源可经专用线路直供特定用户，实现绿电供应的精准溯源，推动行业迈向发展新台阶。这一规定填补了全国性制度空白，打破了此前仅依赖地方探索的困局。政策突破性允许新能源以最高220kV电压等级“去中介化”直连，重构了传统电力输送架构，同时在消纳比例、主体绑定和电网责任等核心问题上作出务实规定，为行业发展指明方向。

试点先行：各地探索初见成效

在国家层面政策出台前，绿电直连在我国就已初现端倪。江苏省率先启动首批5个绿电直连试点项目，涵盖阿特斯、宁德时代等新能源领域头部企业。这些项目聚焦企业绿电消纳能力提升与多样化用能需求，以“点对点”直供模式实现风电、光伏电力与企业生产线的直接对接。其中，阿特斯在连云港的试点项目，通过建设100兆瓦光伏电站，年供绿电达4800万千瓦时，满足企业20%的生产用电需求，单位产品能耗成本降低15%；宁德时代溧阳基地采用“风光储一体化”方案，配套50兆瓦风电、80兆瓦光伏及20兆瓦时储能设施，年供绿电6200万千瓦时，满足基地18%用电需求，企业用电成本平均降低15%-20%。与此同时，河南在源网荷储一体化建设中展现出创新活力。全省364个源网荷储项目中，超半数采用合同能源管理模式，通过专业化分工实现能源高效利用。这些试点不仅验证了绿电直连的技术可行性，更探索出“园区共享绿电”“定制化绿电套餐”等多元商业模式。然而，实践中也暴露出并网标准不统一、审批流程复杂、责任界定模糊等问题，部分项目因技术规范缺失导致落地周期延长至6个月以上，亟待国家政策进一步规范。

发展困境：多重挑战亟待破解

尽管试点已取得一定成效，但绿电直连在推广过程中仍面临多重现实阻碍。要知道，电价机制作为绿电直连项目的核心要素，直接关乎多方利益分配。当前，我国尚未建立覆盖全国的绿电直连电价体系与定价规则，导致市场主体诉求难以调和。项目开发方期望通过直连模式降低用电成本，提升项目投资回报率；电网企业则担忧电价调整会压缩输配电价空间，影响运营收益，并需兼顾全社会用电成本的公平性；监管部门既要保障电价政策切实落地，又要避免因价格扭曲引发市场乱象。由于缺乏公开透明的定价机制，各参与方难以对项目的盈利预期和潜在风险作出精准判断，严重制约了绿电直连项目的推进。电力交易规则的滞后性同样制约行业发展。作为新型市场主体，绿电直连在现货市场中面临“送电上限20%”等限制，且缺乏明确的购售电路径与市场参与规范。数据显示，2024年全国绿电直连交易量不足新能源总交易量的3%，山东、江苏等地试点企业普遍反映，因无法明确现货与中长期市场的衔接规则，导致交易策略制定困难，收益测算缺乏依据。值得注意的是，绿电直连与既有电网系统的协同存在显著难点。技术标准缺失、审批环节复杂、责任边界不明等问题相互交织，极大削弱了项目可操作性，延缓了实施步伐。国家能源局统计显示，2024年45%的直连项目因并网标准不明确延迟审批，平均周期长达8-12个月。不仅如此，绿电直连的核心要义在于实现绿色电力与用户间的无缝对接，稳定可靠的绿电消费市场需求，是确保此类项目实现可持续发展的核心要素。然而，目前部分企业仍旧对绿电直连认知和接受程度不够高，绿色电力市场需求有待进一步培育和激发。

未来展望：构建新型能源生态

虽然绿电直连面临诸多挑战，但发展前景依然广阔。彭博新能源财经预测，到2030年我国直连项目装机规模将突破1亿千瓦，年交易电量达4000亿千瓦时。要实现绿电直连大规模推广和可持续发展，需政府、企业、社会各方共同努力。绿电直连不仅是技术模式的创新，更是我国能源体系向低碳、高效转型的关键一步。未来，工厂屋顶的光伏电将能直接点亮隔壁车间的生产线，这种场景正在从愿景变为现实。来源：NE-SALON新能荟YY

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