绿电直连分类与现状 - 绿电直连分为并网型和离网型两类 目前大部分项目为并网型 因新能源需通过上网收益保证基本收益 [1][4] - 国家发改委与能源局发布650号文 明确绿电直连以提升新能源就地消纳为目标 云南 山西 江苏已出台管理细则 [4] 绿电直连技术方案与成本 - 光伏电站新增变电站 升压站 汇流站 高压线路等设备 电压等级涵盖35kV和110kV [2][3] - 建设成本包括输电线路(每公里100万元)和升压/降压站(每兆瓦100万元) 低压电缆每米超1000元 中压电缆600-700元/米 [7][8] - 大同经开区绿电园区案例：总投资28亿元 含322MW光伏 200MW风电 50MW储能 38公里输电线路 220kV变电站 新能源电力占比50% [9] 绿电直连应用场景与挑战 - 当前项目集中于高耗能国央企 因成本倒推电价高于电网 收益模式尚未形成优势 [5][9] - 正泰智维投建无锡松下园区项目 含2 98MW光伏 10kV升压站 充电系统 体现综合能源服务转型趋势 [11] 绿电直连的绿色价值 - 光伏电力碳排放因子29 92gCO2/kWh 风电15 31gCO2/kWh 远低于电网平均620 5gCO2/kWh 利于应对欧盟CBAM机制 [11][12] - 国家设定2025年钢铁 水泥 多晶硅等行业绿电消费比例 工业能源消费占全国66% 园区碳排放占31% [12] - 绿电直连可为发电企业绑定长期用户 减少远距离输电依赖 助力地方政府产业升级与招商 [13]

绿电直连模式发展 - 光伏电站新增变电站、升压站、汇流站、高压线路等电器设备以实现"绿电直连"，电压等级以35kV和110kV为主 [2] - "绿电直连"分为并网型和离网型两类，目前以并网型为主，因需通过上网收益保证基本收益 [2] - 国家发改委、能源局发布650号文规范绿电直连模式，云南、山西、江苏已出台具体管理细则 [3] - 短期可提升新能源消纳能力，长期为工业领域创造绿色价值 [4] - 欧盟CBAM机制下，绿电直连便于统计产品碳足迹（光伏29.92gCO2/kWh vs 电网620.5gCO2/kWh） [7] 建设成本分析 - 需自建增量配电网导致成本显著提升，含输电线路（100万元/公里）和升压/降压站（100万元/MW） [5] - 低压电缆成本超1000元/米，中压电缆600-700元/米，汇流站可降低线路成本 [5] - 大同经开区项目总投资28亿元，含38公里线路+汇流站+220kV变电站，新能源电力占比50% [6] - 当前电力输配费用高于电网，主要客户为高耗能央国企（可摊薄长期成本） [6] 行业政策与前景 - 2025年将钢铁、水泥、多晶硅等行业纳入绿色电力消费比例要求 [8] - 工业领域占全国能源消费66%、碳排放31%，绿电直连可绑定长期大用户并减少远距离输电依赖 [8] - 头部企业如正泰智维已布局综合能源项目（如无锡2.98MW光伏+10kV升压站） [7] - 地方政府视其为产业升级抓手，国家拟差异化设定绿电消纳要求 [8]

纪要涉及的行业 绿电直连行业 纪要提到的核心观点和论据 绿电直连发展优势 - 沿海省份绿电直连空间充足，发展阻碍小，出口型企业集中的沿海省份发展绿电直连，不会面临太大消纳空间不足压力，来自政府和电网的潜在压力较小 [1][9] - 绿电直连有成本优势，绿电本身造价低于社会平均绿电成本，且不使用大电网资源，固件线损和收费电价成本低于大电网，交叉补贴大概率减免，部分政府型基金附加可免缴，沿海省份每度电约节省一毛钱 [1][2] - 对发电企业有吸引力，能接入稳定大用户，避免弃电问题，电价固定稳定，中间环节费用可与用户分成，项目回报率较好，预计能达小四个点左右 [2] 行业发展规模预测 - 2025年全国能消纳约2.3万亿度新能源，增量约4500亿度，基本能覆盖上半年新增项目 [3] - “十五”期间每年新能源消纳增长约3500亿度，装机增量放缓至风电约80GW、光伏约160GW [4] 政策影响及解决方案 - 欧盟碳关税和电池法案政策落地，促使出口型企业对绿电直连诉求增强，地方和国家出台政策扫清障碍 [5][6] - 针对消纳空间问题，2025 - 2026年部分新能源大省增速设为零，沿海省份发展绿电直连不受消纳空间不足压力影响 [7][9] - 关于费用缴纳问题，绿电直连会按规则缴纳部分中间费用以保证合规合法，自发自用部分用户能节省不少中间环节费用，沿海省份每度电约节省0.1 - 0.13元 [9][14] 对发电企业的好处 - 绿电直连与用户签订固定电价，可规避电价波动风险，发电侧可参与中间环节费用分成，提升电源收益 [15] - 以延安省光伏绿电直连项目为例，资本金回报率可达约9%，高于大部分央企投资底线 [16] 其他重要但是可能被忽略的内容 投资端推荐绿电、垃圾发电运营商，为大型复合企业提供绿电服务的企业，以及后续拓展到绿电直连的一线能源企业和全面信息化服务商 [17]

绿电直连模式核心优势 - 绿电直连模式通过专线供电可保障发电侧利用率并帮助用户侧降碳 对出口型企业具有刚需吸引力 [1] - 该模式下80%以上自发自用电量需缴纳费用 但线损和输配成本压降及交叉补贴减免可显著节省度电成本0 09~0 13元/kWh [1][3] - 欧盟碳边境税政策2026年执行 出口企业需通过绿电直连实现电量物理溯源以满足降碳要求 [2] 成本节省机制分析 - 线损费用：专线供电度电线损率低于大电网 通过降低线损节省费用 [3] - 输配电费：自发自用专线建设运营成本显著低于大电网购电输配电价 [3] - 政策性交叉补贴：参考自备电厂政策 预计自发自用可免征交叉补贴 [3] - 系统运行费用：仍需缴纳电网调节服务费用 政府性基金及附加按政策缴纳 [3] 经济性与投资机会 - 发电侧分成比例30%且弃电率压降5%时 项目资本金回报率可达9% 显著高于常规并网模式 [4] - 建议关注资源获取能力强的新能源及垃圾焚烧发电运营商 以及电力市场化受益的信息化服务商 [1] - 江苏 浙江 山东 广东等沿海省份110kV用户绿电直连降本效果最为显著 [3]

绿电直连政策现状 - 绿电直连政策已进入落地实施阶段但实际推进缓慢 呈现面上热度高但实质性项目少的态势 [2] - 行业对政策执行细节和操作路径缺乏清晰认知 导致实际参与度不高 [2] - 电价机制是核心经济指标和利益博弈焦点 初期需明确电价机制、市场化路径及电网支持 [2] 市场参与度分析 - 参与主体数量未达预期 企业对电价机制持观望态度 配套电价政策预期下调 [3] - 缺乏统一透明的价格形成机制 企业难以评估项目收益与风险 [3] - 电价优惠是企业参与的主要驱动力 在决策中占比超70% [4] 电价机制关键作用 - 出口导向型企业高度依赖电价优势 直接影响产品成本结构和国际竞争力 [4] - 全国尚未形成统一电价执行标准 项目方、电网企业和监管方诉求需平衡 [4] - 近期可能发布电价配套文件 将为市场化交易提供明确政策依据 [5] 电力市场参与挑战 - 现货市场存在"送电上限20%"等限制 对交易策略和新能源出力预测提出挑战 [6] - 需解决购售电路径优化问题 明确新型主体参与市场的方式 [6] - 面临政策支持不足、市场机制不完善和交易规则不清晰等障碍 [7] 风险对冲与价格趋势 - 建议建立协议机制锚定市场价格 设定浮动区间和优惠幅度以对冲波动风险 [7] - 未来1-3年绿电直连电价或呈下降趋势 整体用电价格可能低于传统电网供电 [7] 电网企业角色 - 电网企业在接入、调度等环节的支持至关重要 需明确技术标准和审批流程 [10] - 需建立电网企业与项目方的协调机制 确保职责划分和支持措施 [10] 政策落地核心条件 - 电价机制明确是政策落地关键 需在电价机制和市场机制方面实现突破 [11] - 需解决电网企业角色不清晰问题 才能优化电力资源配置和推动绿色能源发展 [11]

绿电直连政策核心突破 - 首次明确允许光伏、风电等绿色电源项目通过专线直接输送给特定用户，打破全额上网或电网统购统销限制 [1] - 政策文件《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）从国家层面为绿电直连"开闸" [1] - 政策目标包括提升新能源消纳效率（如内蒙古2024年11月首个工业园区绿电项目投运）和满足企业绿色贸易需求（如江苏2025年2月启动宁德时代等5个试点） [1][2] 新能源消纳与企业需求背景 - 2025年3月底全国风电光伏装机达14.82亿千瓦，首次超过火电装机，但风电/光伏利用率同比分别下降3.5/2.8个百分点至92.8%/93.6%，青海、蒙西等地利用率低于90% [2] - 国际绿色贸易壁垒加码（如欧盟碳边境调节机制），企业面临供应链绿电使用刚性需求 [2][5] - 绿电直连可降低企业用电成本，并提供物理溯源凭证满足ESG评级与碳足迹管理需求 [2][3] 政策机制创新 - 构建"物理直连+数据溯源"机制，通过专用线路与计量表实现绿电物理溯源，解决传统电网容量限制对新能源消纳的制约 [3][5] - 明确项目申报容量与电网责任上限，推行"谁受益谁付费"原则，鼓励储能配置降低电网依赖 [6] - 覆盖出口外向型企业（不限于受欧盟法规影响企业），赋予地方灵活决策权制定差异化路径 [5] 经济性与实施挑战 - 项目需承担建设成本（如输配电费、政府性基金等），但可通过储能配置、辅助服务等市场化手段提升收益 [7][9] - 盈利性受资源禀赋、负荷特性及市场条件影响，有关部门正制定就近消纳输配电价机制 [7][9] - 政策定位为新能源发展的"有益补充"，需平衡规模与经济性天花板 [9] 行业影响与定位 - 突破传统电网"无限责任"模式，推动新型电力系统向"有限且可评价的责任"转型 [6] - 作为"清洁低碳、安全充裕"新型电力系统的重要环节，需政府、企业及科研机构协同推进技术研发与市场机制完善 [9]

绿电直连政策核心观点 - 国家发改委、国家能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，明确绿电直连的定义、边界与操作路径，为可再生能源就近消纳和用户侧用能结构转型奠定制度基础 [1] - 绿电直连是破解能源转型与碳关税壁垒双重挑战的制度创新，回应新能源就近就地消纳问题，推动新能源生产与消费融合发展 [1] 绿电直连定义与分类 - 绿电直连定义为风光等新能源不直接接入公共电网，而通过专用电力线路与单一电力用户直接连接，实现电量清晰物理溯源的模式 [2] - 绿电直连项目分为并网型和离网型两类：并网型项目电源、用户和线路作为整体接入公共电网，离网型项目完全不与公用电网发生电气连接 [2] - 新能源可以是分布式或集中式，分布式光伏需按《分布式光伏发电开发建设管理办法》执行，项目建成后可自主选择离网或并网运行模式 [2] 政策背景与需求 - 伴随碳达峰、碳中和目标实施和新能源跃升式发展，部分电力用户提出就地消纳、绿电直连诉求，人大代表、政协委员和专家学者也从高质量发展角度提出政策建议 [2] - 新能源消纳遇到瓶颈，政策鼓励更精准的新能源与负荷匹配，提升消纳能力，同时为工业产品出口提供有力支持 [3] - 欧盟碳边境调节机制和新电池法案对"可追溯"绿色用电提出要求，国内供用电模式缺少"物理路径"证明，导致外贸成本增加 [3] 绿电直连应用场景 - 新增负荷可通过配套建设新能源项目实现绿电直连 [4] - 存量负荷开展绿电直连需满足条件，如自备电厂足额清缴可再生能源发展基金，发电空间需通过调减自备电厂出力实现 [4] - 出口外向型企业可探索开展绿电直连，充分利用周边新能源资源 [4] - 存量新能源项目若未开展电网接入工程建设或当地电网消纳空间不足，履行必要变更手续后可开展绿电直连 [4] 新能源与负荷匹配机制 - 政策鼓励发电与负荷"双向奔赴"，新增负荷可配建新能源，存量负荷可就近绿电直连，新能源项目履行程序后也可开展绿电直连 [5] - 并网型项目"以荷定源"，设置市场限制、电能平衡要求和反送限制，强调绿电直连应以服务负荷需要为主 [5] - 提高匹配度的方法包括根据生产负荷可调节能力判断新能源配置规模、结合项目投产计划合理决策、配置或租赁储能容量形成"源荷储"模式 [5] 绿电直连发展前景 - 允许各类投资主体参与绿电直连项目，包括民营企业等社会资本，将激发新能源领域投资活力 [6] - 以绿电直连为基础场景，配置储能、供热供气、制备氢能等场景及数字技术加持，将发展更多元有源主体和商业模式 [6] - 随着市场规范，虚拟电厂、综合能源服务、碳管理服务、绿色金融中间商等中间服务商将得到发展，为能源电力市场注入新活力 [6] 政策落地与协同 - 绿电直连可为用户实现清洁低碳生产和转型发展提供保障，但需公平承担电力系统调节责任和社会责任 [7] - 价格政策应向确保同类项目"公平承担成本、公平参与市场"的方向发展 [7] - 政策落地需省级政府主管部门细化管理、电网企业和市场运营机构支持服务、国家层面指导监管 [7]

绿电直连模式概述 - 绿电直连是指风电、光伏等绿色电力通过专用线路直接连接用电终端，实现点对点供电的新模式[4] - 该模式打破传统多级电网架构，减少对公共电网的依赖，提升新能源消纳效率[4] - 国家发改委、能源局已印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，明确适用范围、发展目标等关键问题[4] 新能源产业影响 - 有效缓解新能源消纳难题，减少弃风、弃光现象，为大规模发展提供制度保障[5] - 促进新能源产业技术创新，推动发电设备稳定性提升和储能技术发展[5] - 储能设备可解决新能源发电间歇性问题，实现电力稳定供应[5] 电力用户收益 - 帮助出口外向型企业证明电力使用的低碳属性，规避欧盟碳关税，提升国际竞争力[6] - 新建工业园区和大型用能企业可获得更低电价，优化用电成本结构[6] - 通过提升电力灵活调节能力，企业可节约电能量费用和系统调节费用[6] 政策与实施挑战 - 新政策解决了直连线路投资主体、系统安全成本分担等体制机制障碍[7] - 需协调电网企业角色转变、利益分配和供电安全等实施问题[8] - 政策体系完善和技术创新是推动绿电直连健康发展的关键[8]

绿电直连政策解读 - 国家发展改革委、国家能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，明确了绿电直连模式的适用范围、发展目标、管理方式、交易与价格机制等关键问题 [1] - 绿电直连是指风电、光伏等绿色电力通过专用线路直接连接到用电终端，实现点对点供电，打破传统电网架构限制 [1] - 该模式有望在更大范围内落地，促进新能源就近就地消纳，更好满足企业绿色用能需求 [1] 新能源产业影响 - 绿电直连将有效缓解新能源消纳难题，减少弃风、弃光现象，为大规模发展和消纳新能源提供制度保障 [2] - 该模式将促进新能源产业技术创新，推动发电企业提高设备稳定性和可靠性，同时带动储能技术发展 [2] - 储能设备可在绿电直连中发挥重要作用，解决新能源发电的间歇性问题，实现电力稳定供应 [2] 电力用户受益 - 出口外向型企业使用绿电直连可清晰证明电力使用的低碳属性，减少或避免支付碳关税，提升国际竞争力 [3] - 工业园区和大型用能企业可通过绿电直连以更低价格获取电力，降低运营成本，优化用电成本 [3] - 绿电直连有助于企业提升国际形象和品牌价值，在全球绿色低碳转型中占据有利地位 [3] 政策实施与挑战 - 此前绿电直连发展面临体制机制障碍，如直连输电线路投资主体、电力系统安全成本分担等问题 [4] - 新政策对一系列实操问题进行了明确，为绿电直连项目落地实施扫清障碍 [4] - 绿电直连推广需推动电网企业角色转变、做好利益协调、保障供电安全稳定，需各方共同努力完善政策体系 [4]

绿电直连政策解读 - 国家发改委和能源局联合印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，鼓励建设新能源发电点对点直连电力用户的项目 [2] - 绿电直连是指风能、太阳能等新能源不接入公共电网，通过专属线路直接向单一用户供电，实现电量物理溯源 [3] 绿电直连实施背景 - 中国新能源快速发展导致消纳压力增加，直连模式可挖掘就近消纳需求，提高资源利用效率 [4] - 欧盟碳边境调节机制(CBAM)和电池法案促使出口企业急需绿电，直连是获得物理溯源绿电的有效方式 [4] - 特斯拉等跨国企业要求供应商限期实现100%绿电生产，否则将终止合作 [4] 适用主体与项目类型 - 适用主体包括新增负荷、符合条件的存量负荷、出口外向型企业和部分新能源项目 [5] - 项目分为并网型和离网型，并网型在现货市场连续运行地区允许余电上网 [6] - 铝材出口企业案例显示，直连光伏电站可替代传统电力，降低产品碳关税成本 [5] 投资建设机制 - 负荷企业为主责单位，允许民营企业等各类主体(不含电网企业)参与投资 [7] - 电源可由用户或发电企业投资，直连专线原则上由用户和电源主体共同投资 [7] - 不同投资主体需签订长期购电协议和设施建设运营协议 [7][8] 运营模式创新 - 打破电网主导接入模式，为多元市场主体创造制度空间 [8] - 部分地区原有模式限制投资主体和余电上网，新政策提升市场活力 [8] - 允许现货市场连续运行地区余电上网，符合电力市场化改革方向 [6] 电价与市场机制 - 项目内部通过协商形成购售电价格 [9] - 需缴纳输配电费、系统运行费等费用，建立合理分摊机制 [9] - 项目整体参与电力市场交易，享有平等市场地位 [9]