对绿电直连政策的五点认识和三个建议

给出了绿电直连的正确实现路径。一是《意见》明确了谁可以参与绿电直连项目，包括四类：新增负荷都符合条件，存量负荷倾向于出口外向型企业，有自备电厂的存量负荷需要足额清缴可再生能源发展基金，尚未开展电网接入工程建设或因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源项目。二是《意见》在技术层面设定了严格标准，如电压等级限制在220（330）千伏以内，要求接入自动化系统，遵循调度计划，并需具备“四可”能力，即可观、可测、可调、可控。此外，项目还要提升灵活性调节能力，管控反送电、无功、电能质量等。三是《意见》将项目置于电力市场背景下，允许其与电力市场进行电能量交换（包括买电和卖电），原则上要求项目作为整体参与市场交易，对于源荷非同一投资主体的项目，则采取聚合形式参与。《意见》在技术交易层面提出要求，并结合国家近期发布的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号），明确指出未来绿电直连项目将成为虚拟电厂或其中重要的调节资源。

强调需合理缴纳相关费用。《意见》提出“合理缴纳相关费用，绿电直连项目应按国务院价格、财政主管部门相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用”。用户电费构成包括：交易电费、基本电费、上网线损、输配电费、系统运行费、政府基金及附加等六项，相关费用主要指系统运行费和政府基金及附加。绿电直连项目的电量分为外购电量、向大网销售电量（现货连续运行地区）、直连自消纳电量三部分。目前，外购电量和向大网销售电量相关费用由电网公司进行结算，结算方式比较清晰。直连自消纳电量由发用双方通过多年期协议或合同能源管理协议实现，但该部分电量相关费用的缴纳与否存在分歧，比如山东要求“自发自用电量的政策性交叉补贴、系统备用费、政府性基金及附加、输配电价按国家和我省有关政策规定执行”，内蒙古则提出“源网荷储一体化项目自发自用电量暂不征收系统备用费和政策性交叉补贴”，交什么，交多少，“合理”的内涵有待且必须明确。

三点建议

好政策关键在落实，结合近年来多个省份源网荷储一体化项目实施过程中的经验，对地方政府落实绿电直连政策提出三点建议。

以负荷为核心，宽进严出。绿电直连项目准入要求并不低，在四种情形中，新增负荷（包括已报装但未开工）的项目数量相对有限；出口外向型企业主要集中在中东部地区，然而这些地区的新能源资源禀赋普通；拥有自备电厂的企业，例如近几年内蒙自治区的多数该类企业一直在实施新能源替代工程，可挖掘的空间也有限。因此，建议各省在准入项目过程中，尽可能按照“宽进”的原则，审批流程能简尽简，确保好项目出得来，推荐参照河南省源网荷储一体化项目审批过程。“严出”的核心是把握项目运行中的重点环节：一是对项目建设周期的要求，包括负荷投产时间、新能源建成投产时间等，减少或避免新能源圈指标现象发生。二是满足项目技术方面的基本要求，比如“四可”等。绿电直连项目是新型电力系统的一员，应该按照新型市场主体的要求规范管理。三是紧抓项目运行过程中三个关键指标的落实，即新能源自消纳比例、上网电量比例以及新能源电量占总可用发电量的比例。

以结算为抓手，保驾护航。《意见》提出鼓励民营企业参与绿电直连项目，这是对《关于促进能源领域民营经济发展若干举措的通知》积极回应。目前，民营企业参与这类项目主要存在两大风险：一是负荷的稳定性，二是结算的及时性。负荷的稳定性问题，包括企业产能或市场竞争力问题，负荷生产特性与新能源出力特性匹配问题等，属于项目前期重点解决的问题。结算的及时性问题，主要是针对电源和负荷不是一个主体的情形。结合国内合同能源管理项目的发展历程与源网荷储一体化项目的实践经验，采用合同能源管理模式的绿电直连项目面临的最大风险在于结算环节，负荷方可能会因多种因素（无论是主观还是客观）延迟、减少或中止结算。建议地方政府在绿电直连项目中积极探索并推行电网代结算模式，让电源建设方与负荷方签订的多年期购电协议或合同能源管理协议均由电网代结算，电网公司增加流动资金，有利于相关费用的收取，源荷双方则有利于保障绿电直连合同的平稳履行。

以交易为牵引，接续创新。《意见》鼓励模式创新，绿电直连项目有很多创新，比如开发模式，可以是负荷方自建、多方共建或合同能源管理模式，未来更大的创新应该在运行环节。绿电直连项目运行方式比较复杂，包含新能源的自我供电、从电厂或售电公司购电、在现货市场售电，是一个既有电力金融交易、又有电能量物理交割、且具备一定调节能力的有源市场主体。如前文所述，绿电直连项目就是虚拟电厂或某虚拟电厂的重要组成部分，从山东、山西、浙江出台的针对虚拟电厂的政策看，未来绿电直连项目在电力市场及源荷（储）多元互动中大有可为。

本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者供职于中国能源研究会配售电专委会。