转自：能源杂志

5月21日，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》（发改能源〔2025〕650号），旨在探索创新新能源生产和消费融合发展模式，促进新能源就近就地消纳，更好满足企业绿色用能需求。

根据通知，绿电直连被明确定义为风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，而是通过专用线路向单一电力用户直接供电的模式。这一模式将实现供给电量的清晰物理溯源，为企业绿色用能提供可靠保障。

项目按接入方式分为两类：并网型项目：作为整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理与责任界面，电源接入点位于用户与电网产权分界点的用户侧；离网型项目：不接入公共电网，实现完全自发自用。

通知对自发自用比例提出刚性要求：并网型项目年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%，且这一比例需持续提高，2030年前不低于35%。同时，余电上网比例上限由省级能源部门确定，一般不得超过20%。

在消纳困难时段，项目不得向公共电网反送电，以避免加剧电网波动。现货市场未连续运行地区则完全禁止电力反送。

政策精准支持四类负荷开展绿电直连：

1. 新增负荷企业：可直接配套建设新能源项目。

2. 存量自备电厂企业：在足额清缴可再生能源发展基金前提下，可通过压减自备电厂出力实现清洁替代。

3. 出口外向型企业：为满足国际碳约束要求，可利用周边新能源资源开展存量负荷绿电直连。

4. 受阻新能源项目：对因电网接入或消纳受限无法并网的项目，履行变更手续后可转为绿电直连模式。

值得关注的是，政策明确鼓励民营企业参与。项目可由负荷企业投资，也可由发电企业或双方合资建设，为各类市场主体开辟了发展空间。

对于交易结算，通知规定并网型项目原则上作为整体参与电力市场交易，按市场结果安排生产，依据与公共电网的交换功率结算。而且项目负荷不得由电网企业代理购电，强化市场化交易属性。当电源与负荷分属不同投资主体时，可分别注册后以聚合形式参与市场，双方交易及上网电量需执行绿证和绿电交易规定。

在费用方面，项目需全额缴纳系统成本，包括输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴及政府性基金等。通知特别强调“各地不得违反国家规定减免有关费用”，维护市场公平。

绿电直连模式通过物理直供方式，为企业提供了可追溯的绿色电力解决方案，尤其对面临国际碳关税压力的出口型企业意义重大。

2023年8月生效的《欧盟电池与废电池法》（简称“欧盟新电池法”）规定，自2024年7月起，在欧盟市场销售的动力电池和工业电池必须申报产品碳足迹。这一要求对国产电动车电池出口欧盟构成了显著挑战。欧盟随后在2024年4月30日发布的配套细则《电动车电池碳足迹计算规则草案及附件》中，进一步明确了电动车电池碳足迹的计算规则。该细则明确指出，动力电池企业不能通过购买绿证等能源属性证书或签署PPA（购电协议）购买绿色电力来降低其电力消费环节的碳足迹。在此背景下，由于更符合“直连电力”计算模型的要求，“绿电直供”模式受到重点关注，并有望成为解决当前困境的新途径。

虽然近期欧盟最新提案建议推迟新电池法对于碳足迹的强制执行时间，但并未修改有关碳足迹计算规则的细则。因此“绿电直连”模式依然是电池企业出口欧洲的必修课。

今年2月，江苏省率先推出“绿电直连”省级政策，并选取5家电池产业链企业作为项目试点。随着省级细则的陆续出台，绿电直连将成为新能源消纳的重要渠道。这一模式的核心价值在于“探索创新新能源生产和消费融合发展模式，促进新能源就近就地消纳，更好满足企业绿色用能需求”。在“双碳”目标与全球绿色贸易规则重构的背景下，中国企业正迎来全新的能源革命机遇。