从2021年首次提出“新能源直供电”到2025年650号文正式确立绿电直连定义，中国绿电直连政策历经四年探索终于形成清晰的规则框架。84个项目、3259万千瓦装机已完成审批——但政策细则的“最后一公里”仍未打通：就近消纳距离如何量化？上网电量比例如何考核？反送电量如何参与现货市场？这份报告系统梳理了绿电直连的政策演进、电价机制、落地现状与未解难题，为项目开发者提供政策导航。
政策演进时间线
2021-2026：从概念提出到规则确立
2021年，国家能源局等《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》首次提出“创新发展新能源直供电”。2024年，《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》支持“新型基础设施发展绿电直供”；《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》提出“探索建立通过新能源直连增加企业绿电供给的机制”。2025年，《能源工作指导意见》明确“研究制定绿电直连政策措施”。650号文正式确立绿电直连定义与规则边界。
各省响应：江苏率先试点，20余省出台方案
2025年2月，江苏省在全国率先启动由电网企业统一规划建设连接电池企业和绿电电源的绿电专线试点。650号文发布后，青海、云南等10余个省份出台实施方案，山东、湖北等省份出台零碳园区建设方案。国内风光制氢一体化项目、燃煤自备电厂可再生能源替代工程等也纳入绿电直连范畴。新疆、内蒙、山西、甘肃等20个省已出台源网荷储一体化项目相关文件，其中部分项目也属绿电直连范畴。
650号文核心定义与规则
绿电直连的官方定义与四大要素
650号文将绿电直连定义为：风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式。四大要素为：新能源电源、不接入公共电网、直连线路、单一电力用户。这一定义明确了绿电直连的边界——它不属于电网管辖范围，是发电企业与用户之间的直接电力供给关系。
两种技术模式的规则差异
点对点型：依托存量自备电厂新建新能源电站，可多点对单点（如酒钢新能源项目）。离网型：不依托大电网建设。项目对项目建设提出要求：鼓励新建负荷、新建电源开展直连，存量负荷、存量电源满足特定条件可开展。两种模式在审批流程、技术标准、经济性评估上存在显著差异。
1192号文电价机制
节约费用的三重逻辑
1192号文明确了绿电直连等就近消纳项目电价政策。节约费用来自三方面：降低接入公网容量减少输配电费（减少向电网缴纳的容量费用）；增大自发自用降低分摊的系统运行费（减少下网电量对应的系统运行费分摊）；提高负荷率节约输配电费（通过提高用电负荷率摊薄单位输配电成本）。这三重节约构成了绿电直连项目经济性的核心来源。
经济效益的算账公式
项目经济效益由新能源机制电价水平、负荷率、自发自用率、并网容量等多因素确定。负荷率为系统平均负荷率时，当机制电价水平高于省内市场化交易均价的幅度大于减少下网电量对应的系统运行费和线损折价时，项目没有经济性。典型测算显示：在特定假设下，绿电直连模式较全量公司购电模式可节约0.025元/kWh，但该差额高度依赖参数假设，各省差异极大。
落地现状与未解难题
84个项目3259万千瓦，集中在三北地区
截至2026年2月底，全国84个绿电直连项目已完成审批，新能源总装机3259万千瓦，平均单个项目约38.8万千瓦。项目集中在三北地区，内蒙古数量最多、规模最大。绿电直连项目数量与规模约占源网荷储一体化项目的10-20%。
四大政策细则待完善
“就近就地消纳距离、上网电量比例”缺乏具体量化标准，未明确不同场景下的合理阈值。自发自用电量占比、上网电量占总可用发电量比例的考核方式未界定考核周期与核算流程。项目未达到消纳、比例要求时的违约责任未明确。反送电量参与现货市场的方式尚未明确。这些细则的缺失直接影响项目可研报告编制和投资决策。
