绿电直连重塑新能源消纳生态

近日，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（以下简称《通知》）。这意味着，“点对点”直连，实现绿电“专供专销”，首次在国家层面获得制度性认可。

国家能源局有关负责人介绍，绿电直连项目以满足企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平为目标，按照安全优先、绿色友好、权责对等、源荷匹配原则建设运行，公平合理承担安全责任、经济责任与社会责任。

满足用户绿电消费需求

何谓直连？国家能源局介绍，直连是指电源不直接接入公共电网，而通过与用户直接连接的电力线路向单一用户供电，供应的电量可以清晰物理溯源。

现阶段，绿电直连电源为风能、太阳能、生物质能等新能源，既包括新建电源，也包括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存量新能源项目。负荷端则包括新增负荷，以及有燃煤燃气自备电厂或出口外向型企业的存量负荷。

绿电直连项目分为并网型、离网型两类。并网型项目的电源应接入用户侧，项目电源、用户和线路作为整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面；离网型项目的电源、用户和线路均与公共电网无电气连接，作为独立系统开展运营。

“近年来，重点企业特别是出口型企业对绿色电力的直接采购需求显著增长。其动力主要来自国际。”国家电投经济技术研究院战情所负责人裴善鹏表示，欧盟已率先启动碳边境调节机制（CBAM）和电池法案，对本土和海外企业实行等同的碳排放监管。由于我国公共电网平均碳排放因子较高，产品进入欧盟需要按碳排放量购买CBAM证书，支付“碳税”。

此外，越来越多的跨国企业、头部企业对供应链企业提出绿电使用要求，比如特斯拉要求供应商限期内实现全过程100%绿电生产，否则5年内不予采购。

“鉴于欧盟对欧盟内外类似绿证的协议绿电认可度均不高，绿电直连成为大家都认可的一种物理连接直接提供绿电的方式。”裴善鹏说。

与此同时，近年来我国新能源规模快速增长，依赖公共电网的传统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。今年一季度，我国风电光伏发电合计新增装机7433万千瓦，累计装机达到14.82亿千瓦，首次超过火电装机。新能源装机的跃升极大推动了能源转型，但也给公共电网安全运行和电力稳定供应带来挑战。

裴善鹏提到，相较于德国的三级平衡方式，我国很多省份只有省级（区域级）电力调度中心一级平衡，所有消纳压力由电网企业承担。因此，我国亟需发展源网荷储一体化、智能微电网，以及绿电直连等低一层级的新能源就地消纳新模式，减轻公共电网的压力。

谈到《通知》出台的原因，国家能源局有关负责人总结，首先是为了满足新能源就近消纳需要。其次，满足用户绿电消费需求。再者，绿电直连项目可以为用户降低用电成本提供更多选择。《通知》鼓励用户在自主申报并网容量、自行承担相应责任的同时，通过提升灵活调节能力降低用电成本。

坚持以“绿”为底色

国家能源局有关负责人表示，《通知》始终坚持以“绿”为底色，多措并举提高绿电直连项目对新能源消纳的促进作用，推动能源绿色低碳转型。

《通知》支持各类经营主体投资建设绿电直连项目，明确支持包括民营企业在内的各类经营主体（不含电网企业）投资绿电直连项目，并要求省级能源主管部门配合做好相关工作，支持民营资本等参与。

为充分调动投资主体积极性，《通知》提出项目电源可由用户投资，也可由新能源发电企业或双方成立的合资公司投资。直连专线原则上应由用户、电源主体投资。

为维护各类投资主体的合法权益，《通知》明确项目电源和用户不是同一投资主体的，需签订多年期购电协议或合同能源管理协议，并就电力设施建设、产权划分、运行维护、调度运行、结算关系和违约责任等事项签订协议，避免权责不明确，切实维护投资主体的合法权益。

按《通知》要求，新能源项目年自发自用电量占总发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例由2025年不低于30%逐年提升至2030年不低于35%，引导新能源项目尽可能就近就地消纳利用。同时，《通知》还引导绿电直连项目通过合理配置储能、挖掘用户灵活调节潜力等方式，提升新能源自发自用比例，让项目更“绿”。

确保公共电网安全稳定运行

绿电直连项目涉及的安全与经济责任既包括绿电直连项目内部责任，又包括绿电直连项目与公共电网之间的责任。其中，绿电直连项目与公共电网之间的权责争议较大。

中国宏观经济研究院能源研究所专家指出，目前，各地探索实践的大部分绿电直连项目为并网型项目，需要接入公共电网，由公共电网保障项目用电的安全、可靠和稳定。而绿电直连项目内部新能源发电带来的波动性可能加剧公共电网安全保供难度，因此，亟需进一步厘清二者之间的“责、权、利”边界。

对此，《通知》要求，并网型项目与公共电网按产权分界点形成清晰明确的安全责任界面，各自在安全责任界面内履行相应的电力安全风险管控责任。

对绿电直连项目来说，应自主合理申报并网容量，并通过项目内部发用电资源调节，确保与公共电网的交换功率不超过申报容量，由于自身原因造成供电中断的，相关责任自行承担。对电网企业来说，应按照项目申报容量履行供电责任，对于项目申报容量以外的供电责任和费用，按照电网企业与项目主体协商确定的协议履行。

另一方面，《通知》从规划、并网和运行等环节对绿电直连项目提出要求，优先保障公共电网运行安全。在规划层面，要求项目纳入当地新能源发电开发建设方案和能源电力、国土空间等规划，并以专章评估分析系统安全风险和可靠性，项目方案由省级能源主管部门组织具备资质的第三方机构开展评审。在并网层面，要求项目可观、可测、可调、可控，各设施涉网性能符合技术标准要求，项目竣工后将竣工验收报告报送省级能源主管部门和国家能源局派出机构。在运行层面，明确项目原则上由用户作为主责单位，项目要接受相应调度机构管理，接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统。

兼顾公平与效益

绿电直连项目作为一种新的电力供应模式，明确相关市场机制和价格机制是决定其能否与现行政策有效衔接，以及进一步推广应用的关键。

对于绿电直连项目内部而言，其电力交易与结算关系较为清晰，可通过协商方式形成购售电价格。然而，绿电直连项目与电网企业之间涉及输配电费、交叉补贴等多项费用，项目的长期可持续性依赖于合理的费用分摊机制。

“公平性是绿电直连项目发展的前提。”国家能源局有关负责人指出，为公平承担电力系统调节责任和社会责任，增强公共电网为整个电力系统持续提供调节服务的能力，《通知》要求项目按国务院价格、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。

另外，文件也为项目提升经济性提供了空间。《通知》推动绿电直连项目挖掘自身调节潜力，增加新能源自发自用比例，减少并网容量需求和从公共电网获取的电量，合理节约电能量费用和系统调节费用，降低项目运行成本。同时，推动绿电直连项目作为整体参与电力市场，自主优化发用电曲线，在满足上网电量比例要求的前提下，通过电能量、辅助服务交易获取合理收益。

“目前，我们正积极配合有关部门加快完善包括绿电直连在内的新能源就近消纳价格机制。”上述负责人透露，下一步，国家发展改革委、国家能源局将加强对各地绿电直连项目的指导，及时评估成效，确保工作平稳推进，并充分发挥国家能源局派出机构作用，跟踪监测辖区内项目建设与政策执行情况，积极推动各方按要求规范开展项目建设运行。（何  珺）