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政策“绿灯”已亮，绿电直连为何仍难落地？
2026-09-15
中国能源报
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获批的绿电直连项目众多，落地进程却偏缓。那么，绿电直连项目落地过程中还有哪些难点？
绿电直连项目能否落地，关键在于经济账能否算得通。
政策方面，给绿电直连亮起不少“绿灯”。今年5月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（688号文），正式放开多用户共享专用线路和变电设施的模式，为工业园区、零碳园区等场景打开落地空间，绿电直连发展场景得到新拓展。两部门印发《关于完善价格机制促进新能源发电就近就地消纳的通知》（1192号文）已满一年，配套价格机制逐步落地。
国家能源局公开信息显示，今年6月底，全国已有24个省（区、市）印发或编制绿电直连配套政策，100个绿电直连项目完成审批，对应新能源总装机规模3410万千瓦。然而，获批的绿电直连项目众多，落地进程却偏缓。那么，绿电直连项目落地过程中还有哪些难点？
算不过来的经济账
拿到批复只是第一步，落地实操阶段往往会遭遇各类现实难题。
“很多经营主体看到政策放开，觉得多用户共享专线是园区绿电的最优解，纷纷申报。但真正做投资测算就会发现，多用户绿电直连要自建共享专线、配套变电设施，还要配置储能平抑新能源出力波动，初始投资门槛很高。同时并网型项目即便走直连，仍然需要向公共电网缴纳容量备用对应的输配电费，也就是1192号文的容量制输配电价，这部分是刚性成本。”源网荷储数智化产业联盟理事长程永强接受《中国能源报》记者采访时坦言。
“我们在西华经开区运营增量配网源网荷储一体化项目上做过大量测算。如果园区内多家企业负荷波动大、整体负荷率偏低，分摊到每度绿电上的专线建设、储能、容量备用成本就会抬升，很容易出现‘政策允许，但算不过经济账’的局面。”程永强举例。
熙澎科技（北京）有限公司董事长兼总经理罗琦在接受《中国能源报》记者采访时表示：“按照‘绿电直连’打造绿电综合一体化项目的出发点，开发逻辑是综合，但是分类项目中好的不想离网，离网的好项目市场没有那么大的需求，所以收益很难保障。”
“不管是集中式还是分布式，按照相同风光资源情况，风光项目收益稳定，‘储能项目’收益不稳定。同时，项目所在地负荷测算在已存在电力消纳基本情况测算基础上，在新增用户预测负荷的基础上增加预估的电力使用需求量，存在偏差。而且，项目大多选择电网交易与自用电交易的混合式打捆交易，既不能算作一个离网区，也不能算作一个完全依托电网消纳的板块，容易出现无法按照本地精准的电力交易政策和市场情况进行交易的情况。”罗琦进一步指出。
拉长的回报周期也提高了项目落地的难度。“大多数项目的投资回报周期在15年以上，甚至有些项目可行性研究做的收益周期在20年以上。因为并网型项目虽可‘报量不报价’参与现货市场，但是免不掉电网的输配电费、系统运行费、交叉补贴、专项附加。如果用电企业经营不平稳，项目基本无法按照一体化项目进行融资，单类型项目融资也必须按照实际项目消纳及资源情况进行实际的测算落地。”罗琦说。
多重约束叠加
经济成本并不是制约项目投产的唯一因素。
“除了成本，多用户项目需要设立主责单位，要统筹多家独立法人企业，协调用电曲线、内部结算、故障责任划分，商业谈判、协议签署周期很长，而且项目主责单位‘与电源、负荷等内部主体应就产权划分、运行维护、平衡责任、内部费用标准和结算、违约责任等事项签订协议’，其管理复杂度与单用户绿电直连模式完全不在同一量级；此外，地方配套实施细则、内部电量分摊、溯源结算的实操口径还需要进一步落地。”程永强说。
罗琦指出，项目中的投资主体诉求差异巨大。央企想要投资发电项目，民企想要投资储能项目，设备厂家想要输配电项目，地方政府想要低价绿电。项目还要按照实际购售电完成最终的一体化销售环节。按照“绿电直连”打通与用户直接交易的最后一米的“概念”，这类项目在全国各地都在试行申报，这种项目的规划出发点是“离网”，但是谁都不想离网，想离网也不好实现，所以落地困难。
此外，新能源具有天然的不稳定性和波动性，项目调度难、运行安全性要求高。“新能源与工业负荷有先天性的自然矛盾，即便适配储能并需要大电网完成调峰以减少‘峰谷’差，调节支撑所产生的附加费用也比较高。而且，项目运营收益风险大，多用户与多种类型的项目通过完成周期统一的交易维持电力平衡，系统运行的用电与供电曲线多元匹配，用电变化或经营状况波动可能影响整个项目的源荷匹配和电力电量平衡，总体收益很难精准测算。”罗琦说。
从批复到落地，还需哪些配套支持？
在程永强看来，让绿电直连项目从“能批复”变成“可落地、可盈利”，首先需要国家和省级层面提供更稳定、细化的政策支持，明确并网、调度、结算等规则，并完善电力市场体系，建立分时电价、绿电电价、容量电价协同的价格体系，以及源网荷储利益共享机制，让各参与方都能通过市场方式获得合理收益。其次需要合适的应用场景，项目适合在符合“三高”标准的工业园区复制，只有高负荷率、高消纳率以及高灵活性的项目才能提升项目绿电消纳能力与电网调节韧性，从而真正实现能源的高效利用与价值最大化。再次需要成熟的技术与数智化支撑，需要依赖先进的信息通信、大数据、人工智能等技术，实现对“源网荷储”各环节的智能调度和协同优化，以及确保电网运行安全。
“源网荷储模式的规模化复制，并非单一技术或政策的突破，而是政策环境、市场机制、技术能力等多维度的共振。只有当这些要素形成合力，才能真正打通从‘能批复’到‘可落地、可盈利’的关键路径。”程永强表示。
罗琦建议，要厘清项目投资的经济账，出台融合型金融支持政策需厘清各类项目的本地区投资成本，搞清楚各类项目的真实收益。同时，规划地区级项目协同运营机制与安全责任联动机制。项目投运的运营主体应由政府主管部门、电网企业、投资主体、设备厂家联动成立专班进行专业化、系统化的项目验证。项目投运应充分考虑其经济性条件。投运后，各运营主体应清晰界定安全责任界面，健全设备巡检、应急及网络安全管控机制。试点项目应与外部市场的电力结算价格和电力调度调节能力进行真实对比与验证，不断优化调整试点项目的运行细节。
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