（来源：北极星光伏学社）

2025年6月，陕西省发改委印发《关于组织开展绿电直连试点工作的通知》，标志着中国电力体制改革进入深水区。这项政策的核心突破在于：电网首次从电力交易的主导者转变为备用通道，新能源电源必须接入用户产权侧，与公共电网形成物理隔离的独立系统。

这一设计彻底颠覆了传统"统购统销"模式，民营企业、发电集团与用户组成的三方博弈格局正式形成。

从技术路径看，陕西试点将项目分为并网型与离网型两类。

并网型项目需在用户侧与电网分界点安装独立计量装置，确保绿电溯源;离网型项目则完全脱离公共电网，形成独立微电网系统。

这种分类管理既保留了电网的应急保障功能，又为高耗能企业提供了灵活选择空间。例如榆林煤矿配套光伏项目，通过离网模式实现100%绿电自给，彻底规避碳关税风险。

政策设定的三个刚性指标构成制度框架：自发自用比例不低于60%、2030年自用率提升至35%、民营资本主导投资。

其中最具突破性的是"负荷作为主责单位"的规定，要求用户必须与电源方签订长期购电协议或成立合资公司，从根本上改变了传统电力交易中用户被动接受的地位。这种"以荷定源"的设计，使得绿电消纳从行政指令转变为市场自发行为。

横向对比：各省政策的差异化探索

1. 云南：资源禀赋下的折中方案

作为水电大省，云南的绿电直连政策呈现鲜明的地域特征。其实施方案明确要求直连线路长度不超过50公里，且优先支持水电与高耗能企业的点对点连接。

这一限制源于云南复杂的地形条件，过长的输电线路将导致经济性下降。但严格的距离限制也制约了项目规模，2025年首批试点项目平均装机仅20MW，远低于陕西榆林单个项目500MW的规模。

云南政策的另一特点是电网深度参与。

根据其实施方案，电网企业需为符合条件的项目提供接网服务，并按标准收取输配电费。这种设计在保障电网收益的同时，也增加了项目审批复杂度——云南单个项目需经县级自然资源、环保、林业等七部门联合审批，平均耗时达8个月，较陕西多出3个月。

2. 内蒙古：高载能产业的定制化路径

针对本地风光资源丰富、高载能产业集中的特点，内蒙古将绿电直连与源网荷储一体化政策深度融合。其最新政策要求新能源自发自用比例不低于90%，远超国家60%的最低标准。

这一严苛指标倒逼企业配套大规模储能，例如鄂尔多斯某铝厂项目配置了200MWh储能系统，确保夜间生产时段的绿电供应。

在投资模式上，内蒙古取消了"同一法人"限制，允许新能源企业与用户签订长期协议合作开发。但明确要求离网型项目不得向公共电网反送电，这与陕西允许20%余电上网的政策形成鲜明对比。

这种差异反映出内蒙古对电网稳定性的高度重视，也限制了项目的灵活性。

3. 江苏：出口导向的创新实践

为应对欧盟碳关税，江苏推出全国首个电网主导的绿电直连模式。由省级电网投资建设专线，将光伏电站与电池企业直接连接，2025年首批5个试点项目平均线路长度达80公里。

这种模式的优势在于利用电网的专业能力降低建设风险，但也带来新问题：电网收取的输配电费使绿电成本增加0.05元/度，削弱了价格竞争力。

江苏政策的另一创新是分表计量制度。要求项目在发电侧、用户侧、储能侧分别安装双向计量装置，精确核算绿电使用量。这种精细化管理虽增加了技术成本，但为出口企业提供了符合欧盟要求的碳足迹证明，2025年试点企业碳关税成本平均降低18%。

实施路径：从政策设计到落地挑战

陕西试点暴露出的三大矛盾具有普遍意义。首先是成本与收益的平衡：直连线路每公里建设成本约80万元，若跨市建设将导致内部收益率下降3-5个百分点。榆林某数据中心项目因跨区建设，尽管获得市级补贴，仍需8年才能收回投资。

其次是技术标准的统一性。现有政策对储能配置比例未作硬性规定，导致项目差异显著。

陕西某光伏项目仅配置10%储能，在电网负荷高峰时段出现供电波动；而内蒙古同类项目配置30%储能，虽增加20%投资，却实现全天候稳定供电。这种技术标准的不统一，给跨区域交易带来障碍。

第三是监管体系的适应性。现行电力法尚未明确绿电直连的法律地位，导致项目并网验收时出现管辖权争议。

云南某项目因接入系统设计与电网规范冲突，被迫修改方案，延误工期6个月。这种制度滞后性已成为全国共性问题。

投资建议：风险控制与战略布局

1. 精准选址，构建成本优势优先选择风光资源丰富、用户负荷集中的区域。陕西榆林、内蒙古鄂尔多斯等资源富集区，可通过规模化降低单位成本。

   需注意市级资源规划，例如陕西要求电源与负荷原则上在同一行政区域，跨市项目需额外提交电力系统安全评估报告。

2. 创新合作模式，绑定核心用户采用"合资公司+对赌协议"模式锁定消纳。如山东某零碳园区项目，用户与电源方按7:3比例出资成立合资公司，约定5年内绿电价格每年下降3%，既保障用户成本可控，又激励电源方提升效率。对于出口型企业，可借鉴江苏经验，与电网合作建设专线，确保碳足迹认证合规。

3. 前瞻布局储能，应对政策升级尽管当前政策未强制要求储能，但2030年35%自用率目标隐含刚性需求。建议采用"磷酸铁锂+梯次利用"组合方案，初期配置15%储能满足基本需求，预留扩容空间。内蒙古某项目通过这种方式，将储能成本降低25%，同时满足未来政策要求。

4. 穿透政策风险，完善合规体系重点关注三个合规节点：

• 项目审批：需同步取得县级多部门支持文件，陕西要求提交自然资源、环保等七部门意见；

• 并网验收：严格执行《电网运行准则》，云南某项目因继电保护装置不达标被迫整改，损失超千万元；

• 交易结算：建立分表计量系统，江苏试点企业通过精确计量，获得欧盟碳关税减免12%。

未来展望：绿电直连的生态重构

随着国家650号文的落地，绿电直连已从地方试点上升为国家战略。这场电力革命的本质，是通过市场机制实现能源生产与消费的精准匹配。陕西试点的意义不仅在于打破电网垄断，更在于构建了"负荷主导、民资参与、储能支撑"的新型产业生态。

对投资者而言，这既是挑战也是机遇。在政策红利释放期（2025-2028年），需把握三个战略机遇期：首批试点项目的先发优势、储能技术迭代的成本窗口、虚拟电厂的应用场景拓展。那些能精准把握政策导向、创新商业模式、控制技术风险的企业，将在这场能源革命中占据先机。

当2028年首批项目集中投产后，中国电力市场格局将发生根本性变化。绿电直连不仅是拉条专线，更是重构能源价值链的破局之剑。它将推动电力从标准化商品转变为个性化服务，最终实现能源生产消费的民主化与可持续化。

文件原文如下：