我国绿电直连政策演进与实施要点

早在2021年，我国前瞻性地提出了绿电直连相关概念，多省份随即出台支持政策，但实质落地项目寥寥。近年政策步伐明显加快：2024年《可再生能源替代行动指导意见》首次提出支持新型基建发展绿电直连；2025年初，江苏省率先启动绿电直连试点（下文详述）；2025年5月，国家发展改革委、国家能源局联合印发了我国首个国家级绿电直连政策——《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），标志绿电直连迈入制度化新阶段。

650号文要点：该文件明确了绿电直连的定义、适用范围和原则：风电、光伏、生物质等新能源通过直连专线向单一用户供电，可分为并网型（用户仍接入公共电网）或离网型项目。直连线路专用于电源到用户点对点输电，多用户直供模式未来将另行规定。发展原则强调安全优先、绿色友好、权责对等、源荷匹配，确保项目可靠运行和新能源高效利用。政策对项目规划建设、运行接入、电力交易、价格机制等做了全方位规范。

项目建设与准入：鼓励新增负荷配套建设新能源；存量负荷若已有自备煤电则须先足额缴纳可再生能源基金，可通过压减自备电厂出力来实施绿电直连替代。出口导向型企业可利用周边新能源资源探索存量负荷直供，以满足其降碳刚性需求。规划统筹方面，省级能源主管部门要将绿电直连项目纳入新能源开发建设方案和国土空间规划，统一备案管理，确保有序发展。

直连线路电压原则上不超过220kV（特殊需接220/330kV须专项评估电网安全）。模式创新上，文件要求项目原则上由用电企业作为主责单位，允许各类社会资本投资建设，但电网企业不得参与投资直供专线。若电源和负荷不同投资主体，须签订多年期购电协议（PPA）或合同能源管理协议，明确线路产权、调度维护、结算违约等责任。新能源发电侧原则上豁免电力业务许可证，以降低准入门槛。

源荷匹配与消纳比例：并网型项目要求按照“以荷定源”配置新能源类型和规模。在尚无连续电力现货市场地区，项目不得向公共电网反送电，必须实现自发自用为主。文件设置了“四项比例”硬性指标：年自发自用电量不少于可用发电量的60%，自发电占总用电量不少于30%（2030年前不低于35%），上网电量不超过可发电量的20%。通过这些约束，确保新能源就近就地消纳和源荷平衡，提高直供绿电利用率。

运行管理与安全责任：政策要求严格落实安全生产和风险管控，项目内部实现“可观、可测、可调、可控”，并按要求接入调度自动化系统，接受调度机构管理。并网型项目要与大电网明确安全责任边界，自主申报并网容量并自行承担超出部分供电供电责任。鼓励项目配置储能、增强灵活调节能力，限制与公共电网交换功率的峰谷差，以减小对大电网的调节压力。

交易结算与电价：并网型直供项目可整体注册为市场主体参与电力交易，享有平等市场地位。负荷侧不得由电网代理购电，源荷不同主体的也可分别注册、聚合交易。费用方面，直供用户仍需缴纳输配电费、系统备用费、政策性交叉补贴、政府基金等各项费用，不得违规减免。也就是说，即使企业绕开公用电网直接购绿电，仍需承担相应的电网固定成本费用，以维护电力系统公平。计量结算则以项目接入点为统一结算点，并内部安装双向计量装置计量发电、自用、上网电量等，严禁私接绕表。直供交易的电量及绿证需按照绿色电力交易规定执行，确保绿色属性的确认。

组织保障：国家层面将加强对绿电直连模式的指导和成效评估，及时完善政策；各地能源主管部门应结合实际细化就近消纳距离、上网电量比例、退出机制等要求，避免项目运行与设计偏差。鼓励各地梳理企业需求、推介给民营资本，支持社会资金参与投资建设。国家电网等企业要提升直供项目接入及市场服务能力，保障模式平稳推进。

综上，650号文以制度创新回应了社会和行业呼声，被评价为“四应”之策：呼应企业降碳诉求、响应新能源发展需求、对应电网安全挑战、顺应电力市场改革方向。政策的出台为绿电直连提供了顶层设计，旨在突破能源转型和碳关税壁垒的双重挑战。

地方试点探索：在国家顶层设计落地前后，各地方已积极开展试点，为绿电直连积累经验。

多个省份已响应国家650号文，发布实施方案或关联政策。以下按省份列出，经确认的独立实施方案或试点进展。

江苏省：《关于创新开展绿电直连供电试点项目建设工作的通知》（苏发改能源发〔2025〕115号，2025年2月印发）。全国首个省级专项政策，在常州、苏州、盐城试点五个新能源电池企业项目。由负荷企业主责建设，鼓励社会资本参与；允许存量企业足额缴纳可再生能源基金后试点；自发自用电量不低于60%、用户直连用电占比不低于30%。

四川省：绿电直连实施方案（2025年上半年发布）。鼓励数据中心和高载能产业建设源网荷储一体化项目；协调绿电直连与隔墙售电等多模式；允许新增负荷配套新能源，存量企业压减自备电厂出力后开展。支持甘孜、阿坝等地区清洁能源就地转化。

云南省：《云南省推动绿电直连建设实施方案》（2025年7月发布，由省发展改革委等联合印发）。提出六条路径：新增负荷配套、存量替代自备电厂、未并网项目变更为直连等；首批项目报送截止2025年7月31日，每季度末报送；电压不超过220（330）千伏；重点支持绿色铝、硅光伏等行业。配套《实施方案编制大纲》。

青海省：《青海省绿电直连实施方案》（2025年7月16日印发）。全国首个公开发布省级方案，推进四类项目：新增负荷配套、未并网直连、自备电厂替代、分布式光伏多用户供电；自发自用电量不低于60%、用户直连不低于30%；并网型需配置储能；电压不超过220千伏。

广东省：《广东省绿电直连实施方案》（2025年7月10日左右发布）。首个省级方案，重点支持绿色铝、硅光伏、新能源电池等行业；强调民营企业参与和成本控制。

山东省：《山东省零碳园区建设方案》（鲁发改环资〔2025〕512号，2025年7月16日印发）。鼓励源网荷储一体化和分布式新能源匹配连接；自发自用电量不低于60%、用户直连不低于30%（2030年35%）；目标2027年建成15个省级零碳园区。

山西省：山西利用自身煤改新能源转型和区位优势，将绿电直连融入招商和数字产业布局。重点面向东部外资及供应链企业的绿电需求，联合新能源开发企业开展“绿电招商”，通过绿电直连或微电网供电方式，吸引相关生产项目落地。同时山西布局建设算力中心，要求新建数据中心项目通过绿电直连等方式实现能源与算力融合，打造绿色数字经济新业态。文件还提出推进绿电园区试点，打造“绿电交易+源网荷储一体化+绿电直连”的产业园，吸引有绿电需求的战略性新兴产业龙头企业。例如阳泉市探索“新能源+储能+智能电网”模式，结合虚拟电厂、能源互联网等技术，在高新区率先建设绿电产业示范园区。

甘肃省：通过2025年两会和风电政策支持源网荷储一体化和绿电园区；2025年7月启动全国首个100%绿电直连离网型零碳产业园区，无独立实施方案。

新疆维吾尔自治区：《关于提高新能源发展韧性加快构建新型电力系统的通知》（新发改能源〔2025〕327号，2025年6月18日印发）。提及开展绿电直连试点，支持民营参与和源荷匹配；电压不超过220千伏。

陕西省：融入零碳园区框架，转载国家通知；重点探索源网荷储一体化，自发自用电量不低于60%。

湖北省：2025年7月零碳园区政策鼓励绿电直连；强调多主体协作，适用于出口企业。

河南省：通过分布式绿证核发试点支持溯源和交易；鼓励源荷匹配，无独立实施方案。

内蒙古自治区：无省级实施方案，但有试点如和林格尔数据中心“点对点”直供；2025年7月批准内蒙古–宁夏3GW跨省项目。

吉林省：作为东北老工业基地，吉林在2024年初出台《促进新能源产业加快发展若干措施》，提出支持“新能源直供模式”试点项目建设。鼓励总投资10亿元以上项目采用“自发自用为主、少量余电上网”的直供方式。这一政策成为全国最早探索绿电直连新模式的省级举措，被视为破解绿色贸易壁垒的先手棋。

京沪等地：北京在能源规划中提出探索绿色电力直供以就近消纳新能源、提高用电效率。上海在2025年度工作安排中明确支持企业按照650号文要求开展陆上风电、光伏与用户直供试点示范。这表明一线城市也在积极响应国家号召，为具备条件的企业打通直供绿电渠道。

其他省份（如广东、浙江）：主要通过绿证试点间接支持；海南、贵州等提及绿电概念，预计逐步跟进。

上述实践表明，随着国家政策出台，各地因地制宜推进绿电直连：东部沿海聚焦产业链出口降碳需求，中西部资源区着力本地消纳和产业转型。截止2025年中，已有10个左右省市出台了支持绿电直连的文件或举措。

通过国家顶层设计和地方创新实践的结合，中国的绿电直连政策体系正加速完善，为企业获取可追溯清洁电力、提升国际竞争力提供了制度保障。

国内典型绿电直连项目案例分析

政策引导下，一批国内绿电直连示范项目相继落地。这些项目涵盖园区综合能源、跨省直供和制造业用能等多种类型，展现了绿电直连模式的多样实践。以下选取三个具有代表性的案例进行分析。

山东东营零碳产业园 – 100%绿电直连示范

山东省东营市垦利区近日开建全国首个100%绿电直连的“零碳产业园”。该园区规划总投资超百亿元，包括40GWh锂电池绿色智造基地及上下游材料、储能应用等项目。园区最大的亮点是实现高比例可再生能源直接供电：风力发电和光伏发电不经公共电网，而是通过专用线路“点对点”送入工厂，用能在园区内部消纳，形成发电-配网-用电-储能全闭环自足系统。园区采用风光互补+智能构网技术，配套建设储能设施，对间歇性的风电、光伏进行智能平滑调节，可满足企业全年8000小时以上的用电需求。这意味着园区几乎全年不间断以清洁电力运行，其能源自给率和供电可靠性达到前所未有的水平。

作为传统“油城”，东营推动该零碳园区建设寄望于为重工业城市绿色转型树立标杆。项目依托东营垦利区丰富的风能、太阳能资源（渤海湾风大、黄河口光照充足），由动力电池龙头宁德时代提供技术支持，双方创新提出“园区内100%直供绿电”的解决方案。宁德时代的先进储能技术将不稳定的风光电力“削峰填谷”，保障生产用电稳定。园区全面投产后，将实现清洁能源自给自足，每年预计减碳效应显著。据报道，该模式将使园区内每度电的碳排放趋近于零，通过物理专线直供确保产品碳足迹清晰可证。这对日益苛刻的国际碳边境调节机制（CBAM）是一剂良方，可大幅增强园区企业的绿色竞争力。

收益分析：一方面，企业电力成本有望下降。直供模式下，风光电站规模根据园区负荷定制，长期锁定电价且免除了部分输配电环节费用，降低用电成本。另一方面，碳减排收益巨大：园区全部用电实现零碳，将有效降低产品生命周期碳足迹，为锂电池等产品打开国际市场提供硬支撑。东营零碳园区作为全国首个离网型绿电直连园区，其成功经验将为各地“园区绿电直连”提供示范，引领更多零碳产业园加速涌现。

内蒙古-宁夏3GW项目 – 跨省区绿电直连新路径

2025年7月，内蒙古自治区能源局宣布，全国首个跨省区绿电直连项目获批实施。该项目由国家电投集团铝业公司主导，新能源场址位于内蒙古阿拉善盟荒漠地区，规划建设300万千瓦（3GW）的风电、光伏发电基地。项目将通过一条新建跨省专用输电线路直接接入宁夏境内的宁东铝业和青铜峡铝业两大电解铝厂，实现内蒙古新能源对宁夏铝产业的点对点供电。这标志着我国清洁能源就地发电、跨区直供高载能产业的全新实践。

背景来看，宁夏是我国西北重要的铝生产基地，电解铝属高耗电行业，传统上依赖火电供应。而阿拉善盟地广人稀、光热资源丰沛，却因距离负荷中心远、并网消纳有限，长期存在新能源消纳难题。该项目通过省际合作，将内蒙古富余的风光电力直接输送给宁夏铝厂，堪称“双赢”：既降低铝产品碳排放、助力宁夏铝业降碳增效，又提升内蒙古新能源就地利用率，缓解弃风弃光。两地能源主管部门合作推动下，此项目快速获批，成为深化周边省区能源合作的新起点。

项目模式：3GW新能源基地将配套建设数百公里的输电专线，直连两个铝厂的用电母线。在技术上，这可能采用中高压直流或交流专线输电，以减少远距离损耗和并网冲击。由于铝厂负荷稳定且基本恒定满负荷运行，可与风光发电输出互补平衡。据悉，电力供应采取“自发自用+少量上网”模式，铝厂优先消纳基地电力，若有富余再由当地电网接收调剂。此举相当于为铝产业打造一个“专属绿电电源”，预期可满足两家铝厂的大部分用电，每年提供数十亿度清洁电能，减少煤炭消耗和CO₂排放数百万吨。

效益与意义：对铝企而言，直供绿电可显著降低其产品的碳足迹，在碳定价和绿色贸易中抢占先机。以欧洲CBAM为例，铝是首批纳入行业，未来出口铝产品隐含碳将受税。通过绿电直连，宁夏铝业的产品碳排放强度将大幅优于国内平均水平，为其进入国际高端市场提供竞争力。对内蒙古而言，该合作开辟了新能源外送新模式，相较传统跨省输电，直接服务负荷企业避免了电网调度的层层环节，交易更简捷、收益锁定明确。作为全国首例跨省直供项目，其成功将为更多区域间清洁能源直供树立标杆。例如风电大省与沿海工业省的直供合作，有望在更大范围复制推广。

江苏常州宁德时代项目 – 出口型制造业绿电直连

江苏常州金坛区的宁德时代动力电池基地是国内最早实现绿电直连的制造业项目之一。该项目属于江苏首批直供试点名单，由常州时代新能源科技有限公司（宁德时代子公司）牵头实施。

项目背景：2024年欧盟发布《电池碳足迹规则》，规定在欧盟销售的动力电池需报告碳足迹且不得通过购绿证或普通PPA抵消电力排放。这意味着中国电池企业若仍使用高碳电力生产，将在欧洲市场遭遇巨大门槛。常州宁德时代基地作为出口欧盟的重要产能，迫切需要物理溯源的绿电供应来降低产品碳足迹。

直供模式：常州项目由省电力公司统一规划，新建一条35千伏专用线路连接金坛园区与附近某大型光伏电站（和部分风电场）。线路产权归属由用电企业和电源企业协商，宁德时代亦可能通过参股或签长期合同锁定电站电量。直供专线将绿电输送至厂区配电系统，由数字平台记录直供电量和来源，获取权威绿证证明。在直供框架下，宁德时代基地实现了约定容量内用电100%来自清洁电源：当可再生出力充足时，工厂全额使用直供电；缺口则由储能和公共电网补充，但全年绿电占比须达规定阈值（≥30%，逐步提高）。

据江苏方案设计，该基地60%以上耗电可通过直供清洁能源满足，远超国家导则要求。园区还配置了一座大型电池储能电站作为缓冲，当光伏出力波动或骤减时，储能及时平抑，确保生产线不断电、设备不受电压波动影响。

经济与碳效益：绿电直连为宁德时代带来多重收益。一是锁定电价、降低成本：通过与发电方签署多年期直供PPA，企业可以略低于市场电价采购绿电，享受8%–12%的电费成本下降，这在欧洲已有验证。尽管仍需缴纳过网费和政府基金，但江苏对参与试点的新能源电站和企业给予了一定政策支持，如电价补贴或税费减免，弥补直供初期成本。二是出口竞争力提升：直供模式下电池产品碳足迹大幅下降。根据估算，电力环节占动力电池全生命周期碳排放的约70%。若改用100%可再生电力，中国电池碳排放有望比原先降低60%以上。这直接关系到欧盟未来电池等级认证和市场准入，是企业打开绿色出口通路的关键。江苏官方也将这一项目作为服务国家战略和企业国际化的重要举措，“一企一策”制定方案助力宁德时代降碳。

常州宁德时代项目证明，制造业园区完全可以通过绿电直连满足高比例清洁用电，并以此为锂电等产品贴上“零碳制造”的标签。项目成功落地依赖政府、电网企业、发电企业和用电企业四方协同：政府提供规划和部分补贴支持，电网企业负责工程实施和技术把关（确保不影响主网安全），发电企业获得稳定售电合同，用电企业实现降本减排目标。

值得关注的是，直供条件下企业虽减少了公共电网购电量，但仍承担备用容量成本等费用。常州园区通过省级专项补贴和创新电价机制消化了基础设施投入成本，避免单位电价明显上升，这提示今后推广直供，需要完善容量费用分摊机制，平衡好直供方与电网公司的利益。总体而言，常州宁德时代案例为国内出口型制造业探索出一条降碳新路径，其他高耗能出口行业（如光伏制造、化工材料等）亦可借鉴采用“自建或共建新能源+专线直供”模式，满足国际低碳认证要求。

绿电直连成本投入与绿色收入

绿电直连收益分析

2025年绿电直连项目的收益分析主要包括经济收益（如电价降低、绿证收入）和绿色价值（如碳减排、出口竞争力）。收益基于政策要求（如自发自用不低于60%、用电占比不低于30%），以及碳排放因子对比（光伏29.92gCO2/kWh vs 电网620.5gCO2/kWh）。

数据来源于行业报告和政策解读，估算以500MW项目为例，强调潜在“绿色价值”驱动产业升级，但收益不确定性高。

全球绿电直连对标案例分析

在全球范围，随着可再生能源成本下降和企业减碳诉求上升，各国纷纷探索绿电直接交易机制。以下选取几个典型的国际案例，与我国模式进行对比分析。

越南：DPPA试点开启绿电直购

越南近年来积极推进可再生能源市场化。2024年7月，越南正式颁布第80号法令，启动“直接购电协议（DPPA）”试点政策。DPPA允许大型电力用户绕过国营电力公司EVN，直接与可再生能源发电商签订购电协议。模式上包括两种。

现场直供（On-site DPPA）：发电商与用户通过一条私有输电线直接相连供电，按商定电价结算。这种模式要求电源与用户地理相对接近，发电商需自行投资建设和运营专用线路，且线路不由EVN持有。越南允许这类私线存在，富余电力仍可上网卖给EVN，相当于对电网垄断的有限放开。目前政府尚未明确私线输电费标准和许可细节，但电价由双方自由议定，合同需备案监管。

离场直购（Virtual PPA）：用户与远程可再生能源项目签订金融PPA，通过电网输电但以协议价格结算电量差价。此模式类似国际上的虚拟PPA，企业获得绿证或等价凭证来宣称可再生能源使用。越南DPPA也纳入了该选项，为无法就近直连的用户提供绿电采购途径。

越南DPPA试点容量初步设定为1000MW左右，目标是吸引约20家大型外资企业参与。调查显示，越南有多个再生能源项目（总计1773MW）希望通过DPPA引入企业买家。政府此举意在满足在越制造业外企的RE100承诺需求，提升投资环境的绿色竞争力，特别是电子、纺织等出口型行业，对清洁电力有强烈诉求。DPPA的推出为这些企业直接采购绿电打开通路，在东南亚树立了支持企业绿电消费的标杆。可以预见，随着试点推进，越南将制定完善配套规则（如私线许可、过网费、结算机制等），DPPA有望从试点走向常规，为该国可再生能源发展注入市场活力。

印度：开放接入与塔塔直供实践

印度拥有全球增长最快的可再生能源市场之一，也发展出独特的“开放接入”（Open Access）直购电机制。印度电力市场部分开放，大型工商业用户（一般需月用电量超过一定阈值，如20万度，电压22kV以上）可以申请开放接入，从而直接向独立发电商购电。用户仍使用公共电网输电，但可以绕开本地配售电公司，以双边合同获取更优惠的可再生电力。开放接入需支付基本的输配电使用费和过网费，有时还包括对配电公司的交叉补贴费用，以弥补其损失。

印度中央和各邦政府鼓励开放接入用于可再生能源直供。例如，一些邦对通过开放接入购绿电减免了可再生购电附加费或提供优惠输电费率，提升直购吸引力。这使得众多印度企业参与其中，包括大型财团塔塔集团。塔塔集团作为印度最大的综合企业之一，在能源领域布局广泛。其旗下塔塔电力公司不仅开发可再生能源项目，还积极通过开放接入为关联企业乃至其他工业客户供电。例如，塔塔电力可再生能源公司近期签署了一个510MW风光混合项目，通过开放接入向德里地区提供清洁电力。塔塔钢铁等制造企业也通过自建可再生能源电站并开放接入，将绿电用于自身工厂，降低对煤电的依赖。这种集团内部直供模式类似“自备电厂+专线”思路，实现能源垂直整合和成本控制。

然而，随着绿电渗透提高，印度监管方开始审视开放接入对公共电网的影响。近期印度已要求对开放接入购电征收交叉补贴附加费，以平衡电网收益、防止优质用户大量出走。即便如此，开放接入依然是印度企业获取廉价绿电的重要途径。

结合政策激励（如豁免部分收费至2025年）和绿色能源走廊项目的推进，印度的直购绿电规模稳步上升。塔塔等领军企业的实践表明：在有政策支持的市场框架下，民营企业可以通过直供绿电实现降本增效和履行可持续承诺。印度案例也提醒我们，直供模式下仍需统筹好电网固定成本分摊，既鼓励企业购绿，又确保电力系统整体的可持续运营。

科技巨头：Google和Microsoft的风光PPA

美国等西方国家虽然电力市场模式不同，但大型跨国科技公司通过长期购电协议（PPA）实现“准直供”绿电的案例非常丰富。Google、Microsoft等公司没有自建专线拉电，但通过与风电场、光伏电站签署合同，购买与其用电量相当的可再生能源发电，实现间接的电力直供和碳中和。

以谷歌（Google）为例，该公司自2010年代起就在全球范围大量签订可再生能源PPA，是企业绿电采购的先行者。谷歌在美欧等地与众多新能源项目合作，每年采购规模数吉瓦。2024年前两个月，谷歌宣布新签约了609MW的风电/光伏PPA。这些PPA确保谷歌的数据中心、电力密集型设施每消耗1度电，就有1度来自新增的清洁能源项目，从而使其运营实现100%可再生电力匹配。微软（Microsoft）亦不遑多让，2024年初签署295MW绿电协议。2024年5月，微软与Brookfield公司达成史上最大的企业清洁能源协议，约定由后者在2026-2030年间开发10.5GW风光电站专供微软，用于满足其AI数据中心暴增的用电需求。这笔协议价值逾100亿美元，使微软一举成为仅次于亚马逊的全球第二大企业购电方。截至2022年底，微软已在全球16国签署累计13.5GW的清洁能源合同。

科技巨头PPA模式的机制是：企业与发电商签订长约，项目按协议发电上网，企业通过电网获得等量电力并支付合同电价。若在同一电力市场，常采用“实体PPA”（Sleeved PPA），即电力实物交割由公用电网输送，但由第三方（电网公司）撮合，将绿色电量“套管”输送给企业。在隔区市场，则多用“虚拟PPA”，企业支付约定电价给发电商，发电商在现货市场结算电费，双方通过差价合约实现财务结算，配套转移绿证属性。无论形式，企业都获得了与特定可再生项目绑定的绿电使用权，可对外宣称减少了相应的碳排放。

谷歌和微软的经验表明，大型用能企业可以在监管允许的框架下，通过市场化合约推动新增可再生能源投资，实现环境和经济效益双赢。例如，谷歌在比利时与Engie签署协议，新建5座风电场共118MW专供其数据中心。微软在爱尔兰、瑞典等地采购风电满足当地云计算中心需求，并投资储能提升供应可靠性。这些举措使得一些谷歌数据中心所在电网区域，无碳能源比例达90%以上。总体上，2023年全球企业PPA总量达创纪录的46GW，比上一年增长12%，已连续7年增长。科技巨头功不可没，引领了私人部门购买清洁能源的潮流。

德国：绿色钢铁直供的成功范例

德国作为制造业强国和能源转型先锋，在工业直供绿电方面积累了宝贵经验。2019年欧盟颁布相关法令后，德国开始推广风电直供钢铁的试点项目。两个典型案例是：本特勒钢厂直供和蒂森克虏伯（ThyssenKrupp）钢厂直供，分别代表了欧盟法律框架下“封闭配电网”和“自用电装置”两种直供模式。

本特勒案例：本特勒钢管公司在德国建有封闭工业园，其工厂通过专有输电线路直接对接附近的风电场。该专线构成一个封闭配电网络，供电范围仅限园区，不向社会公众供电，因而根据德国《能源法》享受监管豁免。项目与风电场签订长期锁价合同，风电经专线输送满足工厂相当比例用电。由于电网使用费豁免，本特勒直供电价较公用电网大幅降低，预计购电成本锁定在可预测的低水平。据统计，德国工业电价中约37%是电网费。直供模式使企业节省这部分开支，实现降本减排双赢。

蒂森克虏伯案例：蒂森克虏伯作为德国钢铁巨头，在其杜伊斯堡钢厂实施了风电直供试点。项目以自用电装置方式获批：风电场和钢厂之间铺设一条专线，风电优先供厂内电弧炉等设备，缺口电量由公共电网补充。该项目4个月即完成线路建设，并与沿线近百位地主快速达成用地协议，推进顺利。创新之处在于解决配电网拥塞的方法：当局部时段风电过剩，项目通过公共配电网将富余电力输送至附近另一座同集团钢厂消纳。这样实现了区域内风电就地利用和负荷匹配，避免上级电网进行再调度，提升了本地绿电利用率。蒂森克虏伯案例验证了大型工业可以通过直供专线获取稳定低碳电力，并在集团内部调剂，实现灵活消纳。

德国上述案例能够落地，得益于完善的法律支撑。欧盟《电力市场指令》和《电池与废电池法》已明确用户拥有点对点购电权利和PPA保障机制。德国在电力法中引入“封闭配电网”和“自备线路供电”概念，对于符合条件的直供项目免除信息披露义务和部分电费附加，降低了法规门槛。同时要求直供专线产权归属发电方或用电方（或其合资），禁止第三方电网公司持有，禁止确保线路的独立封闭属性。这些制度创新，为企业投资私有输电线扫清了障碍，也使绿电直连模式具有明确法律地位和成本优势。

目前，德国正逐步放宽直供限制，比如允许容量不超过1MW的小型新能源装置通过市场溢价机制直接与工业用户签约，降低接入门槛。但总体而言，德国直供模式仍受到地理和审批因素制约，可用于直供的项目资源相对有限。即便如此，本特勒和蒂森克虏伯的成功表明：直供绿电可帮助传统工业大幅降低碳排放和电力成本，是工业深度脱碳的重要途径之一。德国钢铁行业也在配合氢冶金等技术，利用直供的可再生电力制氢生产“绿色钢”，形成从电到铁的全链低碳模式。这与我国宝武等推进的绿色炼钢探索异曲同工，为高耗能产业转型提供了生动范本。

澳大利亚：Rio Tinto矿业可再生直供

澳大利亚资源行业也在尝试远离化石能源，通过可再生直供降本减排。采矿和矿物冶炼通常地处偏远、缺乏稳定电网覆盖，缺乏过去多依赖柴油发电，成本高且碳排放大。矿业巨头力拓公司（Rio Tinto）近年来陆续投资可再生能源，为旗下矿山和冶炼厂供电。

在西澳皮尔巴拉（Pilbara）铁矿区，力拓建设了首个矿区光伏电站+储能微电网项目，装机约34MW太阳能和45MWh电池，用于Gudai-Darri铁矿供电。白天太阳能满足矿场的相当部分用电，削减了柴油机组运转时间，每年可减少数百万升柴油消耗和上万吨碳排放。储能系统保证连续供电，夜间和阴天则仍保留柴油机备份。这个项目展示了“离网矿山”的绿电直连可行性，不仅降低运营成本，也提高了能源供应的可靠性。

在昆士兰州Gladstone的铝冶炼厂，力拓2023年签署了一项大规模光伏+电池购电协议，将购买当地建造的800MW太阳能场和一个大容量储能来为Gladstone铝厂供电。预计该协议能满足铝厂约1/3电力需求，显著降低其对燃煤电力的依赖。这实际上是通过PPA实现的“准直供”，力拓获得项目大部分出力的使用权，为铝冶炼提供低碳电力保障。

此外，力拓在澳洲北领地的Gove半岛计划建设两个5.25MW的太阳能农场，为当地铝土矿和精炼设施供电；在昆士兰Weipa铝矿区也部署了5.7MW光伏电站，供矿场和社区用电。这些项目大都采用就地建站、专线接驳的方式，形成小型独立微网，将可再生能源直接融入矿区能源供应。

澳洲矿业直供案例的驱动力主要是经济性和ESG要求。偏远矿区柴油发电成本昂贵且供应链脆弱，光伏+储能一旦建成可提供更廉价稳定的电源。同时矿业公司面临股东和客户日益关注其碳足迹，直供绿电有助于实现减排承诺和提升品牌形象。澳洲政府也支持矿业减碳，提供了一定政策激励和融资便利。Rio Tinto计划到2030年在皮尔巴拉部署1GW可再生电力，大幅减少矿区排放。可以预见，未来澳洲的锂、锂矿场也将仿效，通过与新能源开发商合作，在现场建设风电、光伏点对点供电设施，以降低对化石燃料的依赖。

综上，全球从新兴市场到发达国家，从科技业到传统工业和资源业，各类主体都在探索适合自身的绿电直连或直购模式。其共同点是：直供模式满足了用户对清洁电力的需求，提高了供能自主性和经济性，同时也推动了可再生能源新增投资。不同国家根据体制差异，采取了私有线路、开放接入、PPA等不同形式，但目标一致——实现发电侧和用电侧的绿色连接、共赢发展。

国内外绿电直连模式对比分析

通过上述案例梳理，可以看出我国绿电直连政策与国际实践既有共性，也存在明显差异。下面从机制、成本、适用行业、政策支持等方面进行对比分析，并以表格形式总结中外异同。

直供机制：我国的绿电直连严格限定为一对一专线物理供电，并区分并网型和离网型，要求电源在用户侧并网。这种模式强调电量溯源的真实性，符合欧盟碳足迹核算对“直连电力”模型的定义。相对而言，国际上更灵活：除了物理私线外，普遍接受通过公共电网输电但签订PPA的方式（如美国虚拟PPA、欧洲离现场PPA）来实现绿电消费。也就是说，我国当前聚焦于“硬直连”（Physical Direct Line），而国外大量采用“软直连”（Contractual via Grid）的形态。但是随着我国电力市场化推进，未来或也会引入更多PPA、绿证交易等直购形式，以服务不同场景下的企业绿电需求。

成本与收费：我国政策明确直供项目必须缴纳输配电费、备容量费等，不因直供而减免国家规费。即企业虽然建设专线但仍承担电网固定成本，避免了对电网公司的冲击。这一点与美国开放获取类似，美国一些州允许大用户直购电，但用户仍要支付过网费和退出费等保障公用电网利益。反观欧洲，为了鼓励直供，德国等国对符合条件的直供项目豁免了部分电网费和附加费。这使直供电价对企业极具吸引力（德国工业电价中逾三成是网费）。印度曾一度对开放接入绿电免收附加费，近期则开始恢复征收以平衡利益。越南尚未明确私线收费标准，但考虑到EVN收益，也可能收取一定费用。总体来说，我国目前在费用政策上较为保守稳健，强调不影响电网公益财务；而一些国家采取经济激励策略，通过费用减免吸引企业参与直供。这反映出不同体制下对直供模式冲击电网的考量不同：我国电网统销体制下，更注重维护统一电网和交叉补贴体系的稳定。

适用行业与驱动因素: 我国绿电直连主要面向出口型制造业（如动力电池、光伏制造等）、高载能产业（如铝冶炼、化工园区）以及新基建（如数据中心）等。驱动力一是国际贸易碳要求（电池、新能源车等），二是就近消纳新能源（西部基地供给本地产业），可谓政策与市场双重驱动。国外直供案例涉及更广行业：欧美有汽车、食品、化工企业通过私线引入光伏、风电降低成本；科技公司、电信业大量通过PPA满足可再生能源承诺；矿业、金属冶炼则因偏远/高耗能特点采用现场绿电直连减少柴油或煤电。总体看，国外直供多由企业主动（降费或履责）推动，而我国更多是政策引导企业参与，以服务国家碳中和和产业升级大局。与此同时，我国企业特别是外向型龙头的绿色诉求也在增强，二者正在形成良性共振。

政策支持与法规环境：我国有中央文件统筹，地方试点先行，形成自上而下的政策推动体系。配套上，我国还将绿电直连纳入零碳园区建设、数据基础设施建设等政策体系中综合施策。欧美则更多以法律赋权+市场机制形式推进：欧盟电力指令允许“直接线路”，成员国立法保障用户直购权利；各国通过绿证、碳价等市场手段让直供模式收益变现。美国无联邦直供政策，但部分州法规友好，如德州允许私建输电线供关联设施用电。印度、越南属于政策主动创新：印度开放接入早在2003年电力法就确立，近年来又针对RE采购出台优惠；越南2024年决策层拍板DPPA试点，属于政府顶层设计一种市场化机制。相比之下，我国650号文直接给出详细规则，执行性强，但未来如何与电力市场衔接还需进一步探索。可以预见，我国后续也许会借鉴国际经验，赋予直供项目更多市场灵活性，如参与绿证交易、碳市场联动等，提升直供模式的经济吸引力。

绿色属性核证：直供的目的在于获取“绿色电力”属性，各国对此有不同追踪手段。我国在直供项目中要求通过电力交易中心备案电量，并获取绿色电力证书（绿证）作为消费凭证。这保证了企业所用电量的清洁属性在全国范围内不被重复计算。欧洲也有完备的Guarantee of Origin证书体系，企业直供所发电量可签发GO证书给用电方。美国更是建立了多个区域绿证追踪系统，PPA项目发的REC由企业收购注销。因此，无论我国还是国际，均强调直供电力的环境属性需要权威认证与公示，才能在碳核算和市场中认可。不同的是，我国目前绿电直连量尚小，绿证交易处于起步，未来如何与全国统一电力市场、可再生配额制结合，是政策完善方向之一。

表：国内与国外绿电直连模式对比

总体而言，我国绿电直连模式起步虽晚但顶层设计健全，侧重稳妥可控；国外经验则昭示了市场机制的活力和直供模式的潜力。未来我国可根据自身国情，借鉴国际最佳实践，逐步优化直供政策，实现既确保电网安全稳定，又充分释放绿电直连红利的双重目标。

通过上述措施，政府可以营造更加公平、高效、开放的直供发展环境，在保障电网安全的同时最大化激发市场活力。这将加速我国工业、园区的低碳转型进程，助力实现2030碳达峰、2060碳中和的宏伟目标。