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2025年5月30日，国家发改委、国家能源局官网发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》。正值531抢装结束，国内需求暴跌，本政策涉及国内光伏重要新增场景，对光伏需求构成利好。特此点评如下：
一、政策要点
（1）绿电直连的定义：风电、光伏、生物质等新能源通过直接线路向单一电力用户供给绿电，供给电量的物理溯源清晰，分为并网型、离网型。直连线路向多用户直供的，办法另行规定。
（2）电压等级：不超过220kV，其中220kV的要审批。
（3）投资主体：原则上由电力负荷（比如：工商业企业）作为主责单位，允许电力负荷自投，允许发电企业投资，允许双方合资，但明确指出：经营主体不包含电网。非电力用户自投的，要签EMC协议。
（4）上网模式：并网型项目在电力现货连续运行区域“自发自用、余电上网”，在电力现货非连续运行区域“自发自用，不允许反向送电”。
（5）消纳比例要求：自发自用电量占可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%并要求到2030年前不低于35%，上网电量占可用发电量比例不高于20%。
（6）鼓励储能：要求并网型绿电直连项目通过合理配置储能等方式提升项目灵活性，项目方案应合理确定最大的负荷峰谷差率，在新能源消纳困难时段不应向电网反向送电。
（7）参与电力市场的主体和方式：如果绿电直连是电力负荷单位投资的，整体参与电力市场，不得由电网代购电。如果是由发电企业投资，或者是双方合资企业投资的，可以分别注册参与电力市场，并以聚合形式参与电力市场。
（8）调度管理：并网型项目整体及内部电源按照接入电压等级和容量规模接受相应调度机构管理。除发生影响公用系统安全稳定运行的突发情况外，调度机构应按照项目自主安排的发用电曲线下达调度计划。
（9）缴纳费用：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。各地不得违反国家规定减免有关费用。
二、政策解读及点评
（1）绿电直连与分布式光伏的关系？理论规模能做多大？
根据最新的分布式光伏政策，专线供电的大型工商业分布式的要求是：负荷与光伏项目是同一投资主体、在同一用地红线范围内，这种情况一般不会出现。但绿电直连是允许投资方是发电企业、发电企业与电力负荷的合资企业，也没有对用地红线提出要求。
专线供电的大型分布式工商业，在SOLARZOOM新能源智库看来，几乎是不太可能有企业能满足条件。但绿电直连对主体、用地红线的要求不高，则有大量项目可以满足。只要能找到合适的土地，拿到指标，接入电网不受阻碍，且电力用户的主体可靠，则规模上可以做的很大，“绿电直连”在理论上是有可能未来一年做到100GW级别的新增光伏场景。
（2）绿电直连的消纳要求意味着什么？
绿电直连的消纳要求，核心是四点：a）自发自用电量占可用发电量比例不低于60%，b）自发自用占用电量比例不低于30%（2030年前到35%），c）上网电量不超过可用电量比例不高于20%，d）在新能源消纳困难时段，项目不应向公共电网反送电。
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在上述文件中，由于明确规定在新能源消纳困难时段不允许反向送电，且“自发自用电量占可用发电量比例下限（60%）+上网电量占可用发电量上限（20%）”小于100%，因此是允许相当比例的限电的。要消除这种限电带来的损失，且要达到“自发自用电量占用电量比例下限（30-35%）”，则必须上相当大规模的储能。
不难测算，在假设负荷曲线全天基本不变的情况下（一般稳定用电的工业负荷），完全不上储能装置、上网电量占可用发电量比例不超过20%的前提下，光伏自发自用电量占可用发电量渗透率上限在15-20%左右。因此，要达到30-35%的自发自用电量占可用发电量比例，每W光伏要配置1Wh-2Wh的储能电池容量。
（3）绿电直连对光伏制造业企业的需求意味着什么？
对光伏制造业企业而言，531以后的国内需求“雪崩”已成定局，尤其是各地136号文还没有开始落地，甚至蒙东电网136号文的细则是“暂时不安排机制电量”。而绿电直连政策的出台，有点类似于多年前的“地面分布式”，而且还允许20%比例的上网电量，若能顺利推行，这自然会带动大量的光伏新增需求。只不过，从政策出台，到各地的发改委能源局细则，再到电网的执行办法，最后到具体项目落地，还有一个时间窗口（至少要6-12个月）。
根据SOLARZOOM新能源智库的合理预计，如果绿电直连政策具备可落地性，至少要到2026年下半年后，绿电直连项目才将逐步开始贡献光伏需求。
（4）绿电直连项目要缴输配电价么？
本政策中，有明确说明“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。”但到底要不要缴输配电价？
在不少其他智库的解读看来，绿电直连项目是要缴输配电价的。但SOLARZOOM新能源智库查了Deepseek，得到的答案是：“用户内部专线免缴输配电价，但需承担政府性基金。自备电厂专线免缴输配电价，但需缴纳备用费及基金。公网接入专线需按电压等级支付输配电价。”因此，按照绿电直连的定义，绿电直连专线位于电力用户产权分界点（电表）后，属于用户内部设施，与公共电网无直接连接。此时，自发自用电量不经过公网输配环节，无需缴纳输配电价。
在SOLARZOOM新能源智库看来，本政策的文字表述中，国家发改委、能源局似乎希望弱化这个焦点问题，“按国务院价格、财政主管部门相关规定缴纳输配电费”到底是要缴还是不缴呢？是不是让人看上去是要缴的，又实际上不用缴呢？绿电直连触及到了电网核心利益，触及到了火电企业核心利益，已经进入能源革命的深水区，模糊的表述似乎并不能解决问题，而只能拖延能源革命的进程。
（5）绿电直连项目该如何提高收益，电力用户该如何降本？
绿电直连项目应根据现货价格信号，选择最佳的储能配置比例。在午间电价极低、储能系统成本不高的情况下，配置大比例的储能，并将午间光伏发电量全部储存至傍晚电价最高的时段，是最为有利的（但对于火电企业的份额侵蚀也是较为严重的）。但若午间电价较高、储能系统成本较高的情况下，则小比例配置储能，光伏发电直接在中午消纳，则是可行的。
鉴于上述情况，绿电直连项目若能实施，则各地的最优策略都是不同的。
（6）绿电直连项目实施的难点是什么？
对于绿电直连项目而言，实施难点有四个：a）拿到指标，b）拿到土地，c）搞定电网，d）电力用户的主体评级达到2A+级甚至更高，且10年内没有破产、动迁、显著降低负荷的风险（若非自投）。
上述四个难点中，若选择电力用户自投模式，则第四点可以排除。但要解决前三点，也都是不容易实现的。
尤其是，绿电直连项目类似于历史上出现过的“增量配电网”、“微电网”、“源网荷储”等项目，这些历史上的项目都是因为电网的强烈反对而没有大规模发展起来，或被电网收购。绿电直连项目虽然直接在文件中不允许电网投资，排除了被电网收购的可能性，但没有解决的问题是：政策不仅动了火电厂的利益，确实还动了电网的“大块奶酪”。能源革命的深水区，发改委、能源局与电网之间的博弈结果如何？很难预测。
（7）绿电直连对能源革命、电网、火电企业的意义与影响？
在SOLARZOOM新能源智库看来，绿电直连在能源革命的历史进程中，有可能构成一个标志性的节点。过去半年以来，全国各地的午间现货电价崩塌，再叠加136号文，导致光伏新增装机量或在未来5年时间内显著放缓，现货价格机制，保护了不断被光伏发电侵占份额的火电企业，也保护了不断被分布式光伏侵占份额的电网。
但绿电直连的政策出台后，启动项目的电力用户30%-35%以上的电力份额直接由风光储项目供应，这一部分不再向电网买电，更是不买火电。因此，火电厂、电网对实施绿电直连项目的电力用户的市场份额直接因本政策而下降。
对于能源革命而言，这跨出了能源革命的重要一步。但对于火电厂、电网而言，本政策已经触及了其最敏感的神经。
也正是因为以上原因，这一政策能否真正落地？各地电网企业能否积极配合？目前来看，存在着较大的不确定性。
在SOLARZOOM新能源智库看来，本政策的发布方是发改委、能源局，并没有电网参与，而电网的汇报对象是国资委。虽然发改委在价格监管、项目审批、能源规划等方面对电网实施业务指导与政策约束，但电网公司若基于“项目规划方案应合理确定项目最大的负荷峰谷差率，项目与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值”来对每一个具体项目的实施设置阻碍（比如，对违反规定的项目实施考核），国家发改委、能源局是没有办法提出反对意见的。另外，如果各地电网公司基于安全的考量，明示或暗示要求直连线路的实施由其推荐的供应商来完成，国家发改委、能源局似乎也没有管辖权。由于绿电直连政策，并没有充分照顾到电网公司的利益，且电网公司在绿电直连政策的执行中掌控着关键节点，故而本政策下光伏最终能做多少规模，是存在重大不确定性的。
在SOLARZOOM新能源智库看来，若国务院价格、财政主管部门能专门就绿电直连项目下发文件，以政策文件的方式明确规定绿电直连项目的直连线路要向电网公司缴纳一定的线路安全管理费（注：不适合缴纳输配电价，因为线路并非电网投资，缴纳输配电价并不合理，但线路安全管理费是可以收取的），由此保护电网利益不受损害，则绿电直连政策将有望会成为一个真正能推动能源革命前进的重要政策。否则，若后续政策不能兼顾电网的利益，那么，绿电直连政策，就有可能像过去的增量配电网、微电网、源网荷储项目一样，无法最终实现大规模的发展。
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