01 绿电直连政策的出台背景

从国内看，我国新能源开发规模稳居世界第一，随着新能源装机规模陆续超过煤电、火电，2025年5月突破10亿千瓦。目前，全国风电、光伏的利用率已回落至92.8%、93.6%，西藏、青海、蒙西、陕西、河北、甘肃六省份的光伏利用率低于90%，传统依赖大电网的新能源消纳模式已难以完全适应当前风光高比例接入电力系统的需求。

从国际看，全球正围绕碳中和目标展开竞赛，欧盟已率先启动碳边境调节机制(CBAM)和电池法案。欧盟目前不认可简单购买绿证抵消碳排放，只有发电源与生产设施之间存在物理直连供电才能视为绿色电力，要求日趋严格的国际环境倒逼绿电直连政策出台，以破解碳关税壁垒。

碳边境调节机制

2022年3月

不认可绿证，只认可绿电购电协议

进口至欧盟或从欧盟出口的高碳产品，缴纳相应额度的税费或退还相应的碳排放配额

欧盟电池和废电池法案

2023年8月

建立统一的电池生命周期碳足迹监管要求，包括上游原材料、产品生产、运输、报废和回收

近期计划将尽职调查义务实施时间，从原定的2025年8月18日向后推迟两年

电动车电池碳足迹计算规则案及附件

2024年4月

《欧盟电池和废电池法案》的配套细则

电力消费碳足迹计算模型只允许“全国平均电力消费组合”和“直连电力”

02 绿电直连政策要点分解

2025年，国家《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，首次明确了绿电直连的定义及价格机制。

目前，有9省发布了绿电直连省级配套政策正式稿（云南、青海、陕西、河北、山东、湖北、浙江）或者征求意见稿（宁夏、辽宁），各省政策与国家政策基本保持一致。

以浙江为例，根据近年年初发布的《关于推动浙江省绿电直连发展有关事项的通知》可知，目前绿电直连对电源、负荷都提出了具体的要求：

1.适用范围

负荷方面：新增负荷，有降碳刚性需求出口外向型企业或有燃煤燃气自备电厂的存量负荷。

电源方面：新建电源，尚未取得接入系统批复意见或因消纳受限无法并网的存量新能源项目。

2.重要指标

政策对源荷匹配度提出了明确要求，按照“以荷定源”原则，新能源自发自用电量占总可用发电量≥60%，占总用电量≥30%（2030年≥35%），上网电量占总可用发电量≤20%，下网电量占总可用发电量≤234%（2030年≤186%）。

3.电费变化

在具体的电费优惠方面，主要变化为“一变两免”。“一变”是：输配电费，模式1是现行的容量电费+折算的容量电费，即电量电费从“流量费”变为“包月费”；模式2是现行的容量电费+电量电费，其中自发自用电量也要缴纳电量电费。“两免”是：自发自用电量免缴系统运行费、上网环节线损费。

4.组织申报

另外，“按月”监测上下网电量是否超限，超限项目当年停止向电网上送或下载电量；“按年”评估运行指标是否超限，5年内累计3年不满足要求的应主动申请解列。

因此，用户在投资绿电直连项目时，应充分考虑源荷匹配度，以及经济性。

03 绿电直连项目经济性分析与测算

从理论上分析经济效益：

从电源侧看，由于企业用户的不确定性，光伏业主预期收购电价应不低于0.393元，参考全省光伏机制电价竞价上限为0.393元、下限0.242元，2025年竞价结果0.3929元/千瓦时。

从用户侧看，为满足源荷匹配的指标要求，且在仅光伏直供时必须大量配储，造成成本激增，在现行电价政策下仍有微小的利润空间，但浙江分时电价调整后尤其是午峰光伏大发时段改为谷电，项目将明显产生亏损。

拉取出口型用户及政策重点支持行业企业的历史负荷，结合浙北地区集中式光伏的典型负荷曲线，开展全年8760点的生产仿真模拟，分析绿电直连项目的可行性与经济性（未考虑企业周边土地资源分布情况）。

若考虑企业全年的生产规律（如节假日停工等情况），“源荷匹配” 难度较大，大部分用户需要配置储能才能满足要求。如果不配置储能，只有大概2-3成的用户能够满足匹配要求；配置储能后，大概有8成左右的用户能够满足匹配要求。

在满足源荷匹配度要求的企业中开展分析，若最新的分时电价实施（新分时电价呈现“白 天高峰变平、午间低谷延长，晚峰变为高峰”的特性），不仅会导致光伏收益减少，储能也只能保持“一充一放”，对比传统的自建光伏发电上网、储能峰谷套利模式，几乎所有的绿电直连项目呈现“用一度、亏一度”的情况。

04 绿电直连的破局之道

很多人把绿电直连政策看成一次监管的放松，但其实本质上是一次“权责”的重新平衡与划分。

传统模式下，由电网负责统购统销所有电力，兜底所有的调峰、调频、备用责任，企业只需要交钱用电，不用管任何系统平衡的事。

而绿电直连，是国家把“收益权利”和“平衡责任”一起下放给了市场，若企业想要跳过电网拿到低价的绿电，就必须承担发电波动、负荷平衡、系统安全的义务与责任。

在绿电直连的新规则里，竞争逻辑要从“政策套利”转向“市场能力”。随着新能源全面参与市场化差价结算，企业需要像管理生产线一样，专业地管理自身的用电曲线和电力资产。

根据测算，企业通过配置能量管理系统，利用人工智能等新技术提高源荷态势预测精度，科学安排生产计划，设计储能智能充放电策略后，近八成项目内部投资率可提升。未来，专业的能源服务商和数字化管理系统，将从“辅助”变为“刚需”。

但是传统的能量管理系统为了能够满足企业的个性化配置需求，一大特点就是“耗时耗人耗钱”。

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