绿电直连如何突破成本“硬约束”

这既引起行业的雀跃，也引发深思：当理想模式与成本硬约束相遇，绿电直连能否突破经济性与可持续性的双重考验？

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成本高企、技术瓶颈及规则不明确

深入分析其成本构成，绿电直连支出的很大一部分在于直连线路建设费用，线路过长将导致建设成本陡增。

传统光伏电站接入电网的场景是这样的：光伏板将阳光转化为电流，通过变压器调整电压后即可并入大网，部分项目甚至可共享公共变压器。

绿电直连模式的出现改变了这一逻辑——企业若想实现新能源直供，须自建包含变电站、升压站、汇流站及高压线路的完整配电系统。

中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎算过一笔账：直连线路成本高达每公里千万元，叠加过网费、政府性附加等费用后，自用绿电成本往往高于从电力市场采购的价格。

值得注意的是，为满足自发自用比例≥60%的要求，企业往往需要增配储能设施，1兆瓦时系统的数百万元成本及短寿命周期形成资金压力。

电网接入的相关费用也不容小觑，项目需标准配置继电保护、安全稳定控制装置、通讯设备等二次系统，并安装网络安全监测、隔离装置等网络安全设施。同时，线路的长期运维管理同样是一笔持续性的不小开支。

此外，规则层面的模糊性也带来了不确定性。系统备用费、交叉补贴等费用的征收规则尚不明确。大部分企业为了保证用电和生产的安全性，不可能完全离网，但在绿电直连模式下，“备用容量费”等机制不清晰，企业难以预估需承担的具体费用，这无疑增加了决策顾虑。

在技术可行性方面，大型离网或并网型直供系统的运行稳定性需验证。虽然分布式光伏、微电网技术近年来发展迅速，但要在工业规模上做到一年365天连续可靠供电，仍有挑战。关键瓶颈在于储能技术经济性和智能调度技术。不过，技术趋势总体还是向好的，能源数字化、物联网技术可将源网荷储更高效协同，虚拟电厂（VPP）技术的应用能够聚合管理分散的直连资源，提高整体可靠性。

只有算得清楚成本账，才能干得明白项目，真正做到“有利可图”。

因此，当前绿电直连项目主要集中在具备资金实力、且能通过长周期运营摊薄建设成本的高耗能央国企。

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多省市迅速跟进

中国能源建设投资集团有限公司二级管理专家、总经济师徐进分析，依据650号文要求，各地需结合本地区实际情况和产业状况，尽快颁布配套的实施细则和操作规程，这是确保绿电直连顺利开展的必要条件。在这方面，江苏省率先做出了示范。早在今年2月，江苏印发《关于创新开展绿电直连供电试点项目建设工作的通知》，确定了首批5个绿电直连供电试点项目，并在盐城、常州、苏州等城市率先启动。

继江苏之后，其他省份也迅速跟进。6月13日，甘肃庆阳市政府与企业签署战略合作协议，启动“东数西算”绿电直连示范项目。该项目通过自建配电系统，为数据中心提供稳定绿电供应。这种转变不仅激发了市场活力，更推动了能源利益分配的市场化，为构建公平高效的电力交易生态奠定了重要基础。

在规则细化方面，云南省提供了有益参考。该省在实施650号文时明确规定：绿电直连负荷距离电源汇集站不超过50公里，且需在同一州（市）行政区域内；项目需按国家标准缴纳输配电费、系统运行费用及政策性交叉补贴，严禁违规减免。此类细则有效解决了企业关于“备用容量费”等机制的顾虑，有力推动了项目决策的透明化。

山西省则着眼于产业布局。山西省政府办公厅印发的《山西省2025重大项目建设年行动方案》提出，将重点打造以“绿电交易+源网荷储一体化+绿电直连”为特色的绿电产业园区，重点招引战略性新兴产业头部企业落户。据了解，绿电园区项目（涵盖两个子项目）总投资高达38.3亿元，本年度计划投资6.6亿元，项目分别落地大同市与运城市。

政策环境的持续优化也为绿电直连创造了更大空间。7月1日发布的《2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》将绿色电力消费比例要求扩展至钢铁、水泥、多晶硅及数据中心行业，为直连模式打开了更广阔的市场需求。7月8日，国家发展改革委、工信部、国家能源局联合发布《关于开展零碳园区建设的通知》，支持园区与周边非化石能源发电资源匹配对接，科学配置储能等调节性资源，因地制宜发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿色电力直接供应模式。

7月24日，在2025光伏行业供应链发展（大同）研讨会上，中国宏观经济研究院能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶表示，对于发电企业来说，绿电直连政策能够规避一些随着电力市场价格波动带来的未来经济性的不确定性。而且，这也为消纳困难项目、难以并网项目提供了一个盘活存量的机会，帮助发电企业在在电力市场获得长期稳定客户，这样电量、电价均有保证，项目的投资意义重大。

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绿电直连是应对欧盟碳壁垒的有效工具

在全球贸易新格局下，“绿电直连”的战略意义更显突出，它为我国企业应对欧盟碳税提供了一条稳妥路径。

今年5月，欧盟正式敲定碳关税（CBAM）细节，宣布从2026年起对进口钢铁、铝等产品征收碳排放税，并要求进口产品提供可追溯绿证且要“证电合一”。这个被称为“全球最严碳壁垒”的政策，表面是环保倡议，实则将大幅度增加我国出口产品的成本，对包括中国在内的发展中国家形成新的贸易压力。在此背景下，绿电直连的价值凸显——它让新能源发电企业直接嵌入用户侧能耗系统，实现了“点对点”物理溯源供电。这种物理连接带来的高度可追溯性，显著提高了产品的绿色属性与国际竞争力，为破解欧盟碳关税壁垒困局提供了关键钥匙。

然而欧盟碳壁垒森严，暂时不认可中国绿证。欧盟的绿证为GO（Guarantee of Origin，原产地保证）严格依照RED的标准，且要求各国的登记、核销、转让系统之间高度互信与同步，这与中国的绿证（Green Electricity Certificate, GEC）存在显著差异。首先，欧洲绿证（GO）必须由AIB（欧洲签发机构协会）成员国发放，而中国尚不是AIB成员；其次，欧盟要求绿证接入欧洲能源证书系统（EECS）进行统一登记及核销，而中国绿证不接入EECS，缺乏互查互认机制；最后，也是最重要的，中国的绿证目前并未像欧盟RED II指令那样严格规定“额外性”“时间一致性”“可溯源可验证性”要求，因此不符合欧盟对绿电的认定标准。综合来看，按照每吨CO₂的价格折算，中国绿证所对应的隐含碳成本远低于欧洲CBAM对应价格，其目前主要作用仍在于满足企业ESG披露及宣传需求。

企业选择“绿电直连”的核心驱动力除了在于降低用电成本，更重要的是在于切实减少碳足迹。在650号文规定的绿电直连模式下，发电方只能为单一用户供给绿电，且需要自建配电线路，从而实现电力的物理直接输送。同时650号文要求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。各地不得违反国家规定减免有关费用。从规定来看，绿电直连不仅需要承担自建输电线路的初始投入，电网的输配电费等费用仍可能需要全额缴纳。

从这个角度来看，绿电直连很重要的一个价值在于通过使用可追溯的绿色电力，直接、有效地减少企业的“碳足迹”，以应对国际绿色贸易壁垒。对出海欧盟地区的企业而言，对绿电直连的需求或许更为迫切。