匯玨科技集團
2026-01-08
2025 年 5 月,國家發改委與國家能源局聯合發布《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》。這份文件的意義很簡單卻很關鍵——綠電直連不再是試探性做法,而是被正式納入國家能源體系設計中。
換句話說,這不是一個新概念被“發明”出來,而是一個長期存在的需求,終于被政策承認、規范并允許規模化發展。

在此之前,工業園區里流行過一種做法——隔墻售電。
發電側和用電側在同一園區或相鄰地塊,一條電纜直接拉過去,電不進公共電網。這種方式因為簡單、便宜,在分布式光伏密集區一度被廣泛采用。
但問題也很明顯:
電力產權邊界不清
過網費、調度責任說不清
電網企業承擔風險卻缺乏話語權
法規層面始終模糊
因此,隔墻售電更像是一種“被默認存在”的權宜之計。
而綠電直連,本質上是對這類需求的制度化回應。
政策文件明確了幾條“硬規則”:
邊界清晰:直連項目與公共電網的接口必須物理可界定
市場化參與:項目可作為整體參與電力市場,余電上網比例受控(≤20%)
主體多元:發電側不再局限于國有企業,用戶側擁有更高主導權
調節機制:允許通過儲能、負荷管理平衡波動
一句話總結:國家給了綠電直連合法身份,同時也劃清了邊界。
設想一個現實場景:
你是一家出口歐洲的新能源或材料企業,客戶在合同里明確要求——生產過程必須使用可核查的綠電。
但問題來了:
你從電網買的電,是風電、光伏,還是煤電?沒人說得清。
綠電直連的意義就在于“可證明”。
通過專用線路,新能源電站的電力點對點輸送到用電企業,不混入公共電網,實現物理路徑可追溯。
企業可以明確地向客戶、監管機構、認證機構說明:
這家工廠消耗的電力,來自哪一座風電場、哪一片光伏基地。
這不是“賬面綠”,而是物理意義上的綠電使用。
如果把兩種模式放在一起對比,就會發現它們追求的目標完全不同:
隔墻售電:核心是電價更低
綠電直連:核心是“綠色屬性可被全球認可”
在國內市場,這種差異可能只是錦上添花;
但在國際貿易中,它往往決定是否被征收高額碳稅。
對光伏、動力電池、新材料、化工等行業來說,
這不是成本優化,而是“能不能出海”的問題。
隨著 CBAM(歐盟碳邊界調節機制)和新電池法逐步落地,
不能證明綠電使用比例的企業,將被默認視為高碳產品制造者。
綠電直連 + 長期購電協議(PPA)帶來的,不只是:
可核查的綠電使用證明
更穩定、可預期的用電成本
而是合規能力與國際市場準入資格。
傳統新能源項目的痛點是:
“電能發出來了,但賣給誰、賣多少錢并不確定。”
直連模式下,用電企業本身就是長期買方,
電價通常高于常規上網電價,因為企業愿意為“綠色確定性”支付溢價。
這讓新能源項目從“賭消納”轉向“鎖客戶”。
綠電直連并不是“繞開電網”,而是減輕電網波動壓力:
新能源就地消納
儲能平滑出力
用戶側獲得穩定電源
電網側減少調峰負擔
它代表的是一種趨勢:
能源系統從“電源中心”走向“用戶中心”。

綠電直連并非政策福利,而是清晰的商業模型:
1、電費優化
通過專線與長期協議,減少部分附加成本,電價更可控。
2、色溢價
綠電屬性可直接抵消碳稅、提升 ESG 評級,對融資和客戶拓展極具價值。
3、?儲能多重收益
儲能可同時參與:
峰谷價差套利
容量補償
輔助服務市場
當三者疊加,“綠電直連 + 儲能”才真正形成可持續閉環。
必須承認,綠電直連仍面臨一些現實問題:
各地過網費政策尚未完全統一
儲能初始投資占比仍偏高
中歐綠證體系尚未完全互認
專線建設與審批流程復雜
但這些都是“怎么走得更快”的問題,而不是“要不要走”的問題。
在國家層面政策出臺前,江蘇已率先推進試點:
通過 110kV 專線連接新能源電站與制造企業
配置約 10–20% 儲能容量
要求自發自用比例不低于 60%
結果很直接:
電價下降只是表象,真正的價值在于企業獲得了可用于出口認證的綠電使用報告。
這類項目,正在成為“工業綠電走出去”的樣板工程。
短期看:
它是新能源投資與儲能應用的新增長點,預計到 2025 年底,相關投資規模將達到數千億元。
長期看:
它可能成為中國制造業應對全球碳規則、重塑競爭力的關鍵基礎設施。
未來很可能看到:
更清晰的過網費與儲能市場規則
“綠電 + 儲能 + 數字化管理”的服務體系
圍繞綠電直連的金融創新(如 REITs、碳資產證券化)
隔墻售電,是園區階段的電力嘗試;
綠電直連,是國家層面的能源重構。
前者解決的是成本問題,
后者解決的是身份與通行權問題。
當全球制造業競爭的核心指標從“價格與效率”,升級為“碳足跡與可信度”,
綠電直連,正在成為中國企業通往未來的一張綠色通行證。