5 月 21 日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，针对新能源直供用户的 “绿电直连” 模式划出硬杠杠：项目自发自用电量比例不低于 60%，上网电量不超过 20%，并明确了费用缴纳、市场交易等细则。这一政策被视为破解新能源消纳难题、推动绿电就地转化的关键一步。

一、绿电直连：让新能源 “点对点” 直达用户

简单来说，绿电直连就是新能源不经过公共电网，直接通过专用线路供给单一用户，比如工业园区、大型工厂等。这种模式有两个核心优势：

• 物理溯源清晰：用户用的每度电都能明确来自风电或光伏，满足企业绿电认证和碳减排需求；

• 消纳效率提升：避免长距离输电损耗，尤其适合接网受限的项目（如偏远地区光伏）和高耗能企业就近消纳。

适用场景包括：

• 新增负荷配套新能源项目（如新建数据中心配建光伏）；

• 存量负荷替换自备电厂（如钢铁厂用绿电替代燃煤自备电厂）；

• 出口型企业降碳（如光伏直供电子厂，满足欧盟碳关税要求）。

二、比例限制：自用为主，上网为辅

新政对绿电直连项目的电量分配做出严格规定：

• 自发自用比例：年自发自用电量占总发电量不低于 60%，占用户总用电量不低于 30%（2030 年前提升至 35%）。
  例：一个年发电量 1000 万度的项目，至少 600 万度要直接供用户使用，用户总用电量中至少 30% 来自该项目。

• 上网电量限制：上网比例一般不超过 20%，且需省级能源部门审批。这意味着项目不能变相成为 “卖电给电网” 的集中式电站，必须以用户消纳为核心。

为啥设限？

• 防止 “借直连之名，行并网之实”，确保绿电真正用于用户减排；

• 减轻电网调峰压力，避免大量余电反送导致局部电压波动。

三、费用与责任：公平负担，权责清晰

• 费用缴纳：项目需按规定缴纳输配电费、系统运行费等，与公共电网用户 “一视同仁”，避免地方政府违规减免形成不正当竞争。

• 责任划分：并网型项目需与电网明确产权分界，自行承担内部设备安全责任；与公共电网交换功率不得超过申报容量，否则需承担供电中断风险。

• 市场交易：项目需整体参与电力市场，负荷侧不得由电网代理购电，鼓励通过多年期合同锁定收益。

四、对行业的影响：挑战与机遇并存

• 对企业的挑战：高耗能企业需重新规划用能结构，比如钢厂可能需要配套建设光伏或与发电企业合资开发；发电企业需加强用户需求调研，避免项目因用户负荷波动导致自发自用比例不达标。

• 潜在机遇：储能配套：为满足 “自发自用” 要求，项目可能需配储调节出力，带动储能市场增长；区域合作：西部新能源基地可与东部高耗能企业 “结对子”，通过直连线路实现跨区域绿电交易；技术升级：企业需提升源荷协同能力，比如通过 AI 预测负荷、动态调整发电计划。

结语：绿电直连不是 “政策套利”，而是消纳革命

新政的核心，是通过刚性比例要求和市场化机制，推动新能源从 “被动上网” 转向 “主动匹配需求”。对企业而言，这不是简单的政策红利，而是需要从用能模式、技术升级到市场交易的全面调整。未来，随着省级细则落地，绿电直连或将成为高耗能企业降碳、新能源项目增效的 “标准配置”，而那些能精准匹配源荷、高效管理用能的市场主体，将在这场变革中占据先机。

（政策来源：国家发改委、国家能源局；案例为行业模拟，具体以各地执行细则为准）