“政策明确了绿电直连的合理与合法性，有利于新能源消纳和满足欧盟碳关税的相关要求，这是基于650号文的重大突破。”

　　在日前召开的绿电直连与地方行动研讨会上，国网能源研究院有限公司研究员田士君在解读《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（下称“1192号文”）时表示。

　　今年5月，国家发改委等部门发布650号文（即《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》），鼓励民营企业等经营主体投资绿电直连项目；后于9月发布1192号文，明确新能源就近消纳的输配电价缴费机制，被视为对650号文价格机制的重要补充。

　　降本减碳

　　绿电直连即风能、太阳能、生物质等新能源电源不接入公共电网，而是通过专用线路与单一电力用户直接连接。行业人士认为，缓解发电端新能源消纳压力、降低负荷侧用电成本、帮助出口企业应对碳足迹管理和国际绿色贸易新规要求，是其三大主要目标。

　　“通过物理专线确保企业真正用上看得见的清洁电。”博众智合能源转型中国区总裁涂建军指出，绿电直连不但会降低用电成本，更会帮助企业应对欧盟CBAM等相关挑战，为出口型企业提供绿色竞争力。

　　业内认为绿电直连项目的另一重要应用场景是数据中心等高耗能行业。今年7月，国家发改委发文要求在电解铝行业基础上，2025年增设钢铁、水泥、多晶硅、国家枢纽节点新建数据中心的绿色电力消费比例。

　　中电联统计信息部原主任薛静表示，“十五五”期间，能源绿色发展要摆脱单纯依靠发电侧新能源迅速扩张的路径，绿电直连将是负荷侧破局的重要模式。她指出，绿电直连既能加速高耗能行业绿色电气化进程，也能借就地消纳减少对新能源公共电网的依赖与干扰。

　　1192号文在价格机制上为绿电直连添了一把火。该文强调，对于新能源就近消纳项目，按照“谁受益、谁负担”原则，对电力系统提供的稳定供应服务，公平承担输配电费、系统运行费等费用；同时明确绿电直连原则上作为统一整体参与电力市场，与其他发电企业、电力用户等具有平等地位。还创新提出了合同能源管理及多年期购电协议模式，明确新能源与用户间的消纳义务与合作。

　　“新价格机制比先前友好很多。线损只针对下网电量部分收取，自发自用部分不交系统运行费，交叉补贴包含在输配电价中也不用交。”中国能源研究会配售电研究中心副主任吴俊宏认为，1192号文通过减少系统运行、线损等费用，为新能源投资方谋得合理的价差空间。

　　落地难点

　　虽然前景广阔，但绿电直连在操作层面缺乏明确路径，导致相关文件出台后市场暂未出现“一石激起千层浪”的反应。

　　首先是投资与规划的矛盾。北京计科能源新技术有限公司研究主管车阳表示，绿电直连项目要专线建设，把电网排除在投资主体外，意味着电源与负荷企业得承担巨大的资金压力，还要面对线路走廊设计、国土规划审批等问题。更重要的是供需双方生命周期错配或将影响项目投资收益。

　　他解释称，光伏等新能源项目全生命周期在25年以上，但负荷侧受政策与市场环境影响大，若企业经营出现问题，电源就会陷入孤立，项目稳定性难保障。

　　“单靠电价价差难以疏导成本。”车阳补充道，绿电直连项目还需要投资方自行做电能质量调节管理，以储能等技术看，项目经济性仍是重要考量因素。

　　田士君从电价机制层面分析现实落地难题。他指出，当前新能源入市政策工具较多，但一些政策存在互斥性。例如新能源投资商若选择绿电直连，就无法参与差价结算机制和代理购电，只能赚取部分输配电费和系统运行费减免，到底并网还是直连划算，需要开发商和用电企业详细测算。

　　以山东为例，当地光伏竞价中标电价为0.225元/度，低于每度0.26元现货均价和0.35元的中长期交易价。田士君指出，当地工商业用户电价为0.7-0.8元/度，若光伏电站采用绿电直连服务用户，其投资回报较容易测算。

　　但这也代表绿电直连将因不同省份的资源禀赋与政策差异呈现区域分化发展。因此，田士君建议进一步完善各类保障政策，从各地政府到电力市场交易机构加快输配电价、电力市场化改革，尽快出台各省落地方案，降低政策不确定性。

　　车阳提议出台兜底政策机制，比如由政府财政、电源与负荷企业共同出资成立项目风险基金或保证金，在绿电直连项目出现问题时，以风控资金补贴前期投资，分摊项目投资风险。他还建议以产业园区为主体，推动一对多的绿电供应模式，“池子越大，投进去的石子激起的浪越小。”