引 言

随着“双碳”目标的持续推进与电力市场化改革的日渐深化，绿电直连作为破解新能源消纳难题、满足企业绿色转型需求的创新模式，已从政策探索阶段稳步迈向规模化落地实践。其中国家层面以《国家发展改革委 国家能源局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，下称“650号文”）确立制度框架，以《国家发展改革委 国家能源局关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192 号，下称“1192号文”）补全价格与责任规则。地方层面，江苏、辽宁、内蒙、河北、山东、浙江、云南等近20个省份立足区域能源禀赋与产业特点、因地制宜陆续出台实施细则，逐步形成了“国家定原则、地方定实操”的监管格局。截至2026年2月，全国已完成审批的绿电直连项目共计84个，配套新能源总装机规模达3259万千瓦，一场围绕“源-荷”深度绑定的能源变革正在全国范围内加速演进。

在行业规模化发展的背景下，绿电直连项目“以荷定源、源荷匹配”的核心逻辑，决定了其投资合规红线始终贯穿于投资主体准入、项目审批建设、运营指标考核、退出机制适用等全流程。本文结合顶层设计与地方实际，梳理绿电直连项目的七大投资合规要求与刚性红线，旨在为各类市场主体提供相关业务指引与实操参考。

一、主体资格：负荷侧主责，源荷双向锁定

绿电直连是指风电、光伏等新能源项目不接入公共电网，通过专用线路直接向单一电力用户供电的源荷物理直连模式，其投资逻辑从根本上区别于传统新能源“先建电站、再找电网”的开发模式，确立了“负荷侧主责、源荷双向锁定”的体系。项目原则上均由负荷侧作为主责单位，承担项目合规、消纳、建设同步的首要责任。符合资格的负荷主体包括三类：一是新增负荷；二是已有燃煤燃气自备电厂且足额缴纳可再生能源发展基金的企业，即压低自备电厂出力引入绿电替代；三是有降碳刚性需求的出口外向型企业。各地又结合产业特色细化支持范围，一方面对于新增负荷的界定作出细化，另一方面也列举了重点支持的负荷类型，如云南重点支持绿色铝、新能源电池、数据中心行业，河北优先核准算力、钢铁、化工等重点用能企业，内蒙古则将氢基绿色燃料项目、国家级零碳园区纳入核心支持范畴。可见政策资源正向具备稳定用电需求与明确降碳目标的产业主体集中。

就投资主体而言，650号文明确排除电网企业，且民营企业在内的各类经营主体均可投资绿电直连项目。项目电源可由负荷投资，也可由发电企业或双方成立的合资公司投资。项目电源和负荷不是同一投资主体的，应签订多年期购电协议或合同能源管理协议。直连电源原则上也应为在建或拟建项目。直连电源为分布式光伏的，需按照《分布式光伏发电开发建设管理办法》等政策执行。但考虑到绿电直连项目的负荷消纳比例要求，实践中分布式电源一般需通过聚合商或大型工商业模式实现源荷匹配。

另需注意的是，鉴于650号文明确绿电直连的定义是“向单一电力用户供给绿电”，故并未明确排除多个新能源电源点共同为一个负荷用户供电（即“多对一”模式），以保障供电的稳定性与规模性。但原则上，尚未明确允许一个新能源项目向多个无关联的电力用户供电（即“一对多”模式），因其可能破坏“物理直连、路径唯一”的溯源基础，导致责任主体模糊不清。不过，各地也在积极探索“一对多”模式的合理性，如部分省份已结合“零碳园区”开展以园区为统一负荷主体并向园区内多个企业供电的绿电直连项目，从而在合理范围内拓宽了单一负荷用户的含义；再如，近期公布的《吉林省绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》中，也明确“在国家发展改革委、国家能源局出台‘多用户绿电直连’有关办法前，进一步探索开展采用直连线路向多用户开展绿电直接供应。”

二、建设管理：刚性约束与手续豁免并存

就建设手续而言，可以从“强制要求”和“明确豁免”两个角度分析。在“强制要求”的事项方面，绿电直连项目除了常规新能源项目的手续外，还必须纳入省级规划，风电和太阳能发电规模计入省级能源主管部门制定的新能源发电开发建设方案，用电负荷规模应有依据和支撑，直连线路、接入系统等按电压等级纳入省级或城市的能源电力和国土空间等规划，部分省份也规定了绿电直连项目指标和常规项目指标的匹配机制。若接入电压等级为220 千伏的项目，还应由省级能源主管部门会同国家能源局派出机构组织电网企业、项目单位等开展电力系统安全风险专项评估。并且，针对项目审批，部分省份还明确规定了跨区域的联审程序，尤其直连专线并非公共电网资产，原则上应由项目业主自建，实践中其合规审批要求可能高于传统并网项目。在“明确豁免”的事项方面，豁免手续仅限于电力业务许可证，除此之外的核准/备案、用地预审、规划许可、电网接入、环境影响评价、水土保持、安全评价、并网验收等全套合规手续均须依法办理。

就建设时序而言，多地政策作出刚性约束。如山东省和甘肃省均明确电源项目不得早于新增负荷投产，分期投产的须在项目申请阶段及实施方案中明确分期建设方案及投产计划，且每期每批电源、储能装机规模及投产时序均要与负荷相匹配。甘肃省甚至细化到需在负荷侧项目完成计划投资10％以上后，配套新能源项目方可申请核准（备案），在负荷侧项目完成计划投资30％以上后，配套新能源项目方可开工建设。河北省则进一步区分负荷类型作出细化要求：并网型项目为新增负荷的，电源与直连工程应与负荷同步投运；涉及存量负荷的，电源与直连工程应在项目批复后1年内开工，3年内投运。前述时序管控的核心目的在于从源头杜绝“电源先建、负荷未到”的烂尾风险，确保项目实现“源随荷动”，故项目业主应在启动初期即高度重视到当地建设时序相关规定。

三、投资变更：并网前严格锁定，禁止投机性操作

绿电直连项目作为新能源项目原则上也应受《国家能源局关于开展新建电源项目投资开发秩序专项监管工作的通知》《国家能源局关于印发新建电源项目投资开发秩序监管报告（新能源部分）及工作要求的通知》等文件的管理，鉴于前述规定目前尚未被明文废止，故原则上绿电直连项目也不得在投产前擅自变更投资主体。

与此同时，为防范倒卖指标的行业投机行为，各地也对投资主体、股权结构、建设内容的稳定性设置了法定约束。如甘肃省与内蒙古自治区均规定，项目投运前，不得擅自变更建设内容、股权结构，不得自行变更投资主体。其他省份虽未明确禁止变更投资主体，但也均要求不得擅自变更建设内容，且不得影响项目源荷匹配与合规运营。

四、消纳指标：负荷与电源均存在法定红线

在现货市场连续运行地区，绿电直连项目可采用整体自发自用为主、余电上网为辅的运营模式；而在现货市场尚未连续运行地区，严禁向公共电网反送电。在此背景下，消纳比例是绿电直连项目运营期的核心考核指标，650号文与1192号文均确立发电消纳、负荷消纳双维度的法定红线，各地方分别结合本地消纳能力核定固定值。

从发电消纳的红线要求来看，国家层面明确要求项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，且上网电量占总可用发电量的比例上限由各省级能源主管部门结合实际确定，一般不超过20%，故其中差额已充分考虑了20%弃电量的空间。在省级规定层面，部分地区甚至设置了更为严格的红线要求，如内蒙古自治区对于非氢基绿色燃料项目已严格将红线收紧至100%自发自用，任何反送电行为均被禁止。

从负荷消纳的红线要求来看，国家层面明确要求项目新能源自发自用电量占负荷侧总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。同时，各省也基于实际情况提出了其他红线要求，如宁夏回族自治区进一步细化要求该比例需“逐年提高不低于1.5个百分点”，整体构建了逐年趋严的考核机制。

从项目设计的角度审视，前述红线要求实质上构成源荷双向约束机制，既要求负荷具备足够的用电规模以消纳新能源电量，又要求电源装机规模与负荷需求有效协同，从而彻底杜绝“虚假的绿电直连项目”。

五、价格机制：从“流量费”到“容量费”的转变

650号文明确规定，绿电直连项目应按规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用，各地不得违反国家规定减免有关费用。1192号文则作出进一步的细化和明确，规定了就近消纳项目的缴费类目，并实现输配电费从“电量制”到“容量制”的重构。

具体而言，绿电直连项目基于“并网型”和“离网型”的区别，在实际缴纳的费用方面存在一定不同。就并网型项目而言，四大费用均需缴纳，原则上主要体现为：输配电费+政府性基金及附加+系统运行费（暂按照下网电量缴纳，后续将逐步过渡至按占用容量等方式缴费）+政策交叉补贴（暂免自发自用电量政策性交叉补贴新增损益）。就离网型项目而言，因未接入公共电网，故减免两项费用，其余仍需承担，即免缴输配电费、系统运行费用等稳定供应保障费用，但仍需缴纳政策性交叉补贴和政府性基金及附加；同时需自行配套储能与备用电源设施，独立承担调峰、电压稳定等自主运营成本。

针对输配电费的计取，绿电直连项目作为就近消纳项目，其同样实行按容（需）量缴纳输配电费（下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费），月度容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量，即系按照“固定容量费＋刚性包月电量费”的组合计费模式。其中，平均负荷率暂按所在省份110千伏及以上工商业两部制用户平均水平执行，由电网企业测算、经省级价格主管部门审核后公布；接入公共电网容量为项目同时使用的受电变压器容量及不通过变压器接入的高压电动机容量之和。但针对可靠性要求高、按要求需进行容量备份的项目，国家规定仍可继续选择按现行两部制输配电价模式缴费，其中容（需）量电费按现行政策执行，电量电费根据实际用电量（含自发自用电量）以及所在电压等级电量电价标准缴纳。据此，项目的输配电费将与平均负荷率和接入电网容量直接挂钩，只有平滑出力、负荷稳定、负荷率高于平均水平的项目，才有可能获得收益，否则项目前期测算阶段即可能被否决。

六、市场交易：源荷相互绑定，整体参与市场

从市场参与方式而言，国家层面明确规定并网型绿电直连项目享有与其他电力市场经营主体平等的交易地位，原则上应作为整体参与电力市场交易，根据市场交易结果安排生产，并按照与公共电网的交换功率进行结算。项目负荷参与市场交易后不得由电网企业代理购电，且新能源上网电量不纳入可持续发展价格结算机制保障，不参与机制电价竞价，全部参与电力市场交易。

通常，负荷企业作为主责单位，以新型经营主体的身份按照《电力市场注册基本规则》完成注册，依据电力市场现行规则结算并承担相应的市场责任。若项目电源和负荷不是同一投资主体的，也可分别注册，以聚合形式参与电力市场交易，进而实现源荷资源协同调度与优化运行。对于具体的操作规程，各省也存在细化要求，如浙江省进一步明确并网型项目应在投产后一个月内按照规定以负荷企业作为主体完成注册；未在投产后一个月内注册并参与市场交易的，上网电量暂不予以结算，待完成注册并参与市场交易后按照同类型机组现货实时均价进行结算。

七、退出机制：后续路径相对受限

尽管650号文并未明确项目退出与衔接机制，但截至目前，各省政策普遍规定，对于不满足消纳比例、负荷中断等情形的项目，主管部门将终止其绿电直连项目实施资格，而就退出后的衔接机制，部分地区采取了模糊表述的方式（如云南省等），未就此作出明确规定，即便明确规定退出路径的省份，往往也设置了较为严格的限制性条件，且地区之间存在较大差异。

例如，吉林省明确因负荷发生重大变化不能持续运营的，可申请变更为其他符合建设类型的负荷。确认无法变更的，由市级能源主管部门终止项目实施资格；由市级能源主管部门、电网企业落实具备接入条件（项目需建成满3年），履行并网程序后按照市场化原则重新申报转为公用电站，且上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。山东省也存在类似规定，若负荷企业因停建、停产、搬迁、破产等原因不再具备持续用电能力的，以及连续三年运行指标不满足要求的，由主管部门及时终止项目实施资格。终止资格后，须重新申报省级建设计划、落实电网接入条件，方可转为全量入市项目，且明确不纳入机制电价执行范围，即无法享受政策性电价保障。

而与吉林、山东等省“退出后不纳入机制电价”的刚性限制不同，浙江省为退出的电源项目提供了更灵活的衔接路径。浙江省明确规定，5年内累计3年运行指标不满足要求的应主动申请解列。退出运营的项目，其直连电源在设区市、电网企业落实接入条件后可重新申报建设计划，重新接入公共电网，并可作为增量项目参与机制电价竞价，机制电价执行期限的起始时间追溯至直连项目电源首次发电时间，而非重新并网时间，既保障了电源资产的合理收益周期，又避免了项目通过“退出-重新申报”延长机制电价享受期限的套利风险。

由此可见，绿电直连项目退出后转为普通新能源项目并非默认的兜底选项，能否顺利转换仍存在不确定性。若项目所在地电网接入容量已饱和，或无法通过新一轮审批的，项目前期投资可能面临沉没风险。此外，各地对于退出项目重新接入电网后能否纳入机制电价执行范围也存在差异，需结合项目所在地政策具体判断。并且部分省市甚至就终止项目的业主存在一定的惩罚机制，如吉林省明确终止实施资格的项目（含电源）主体三年内不得重新申请绿电直连项目。

结 语

回顾绿电直连的七大投资合规红线，我们可以清晰地看到国家与地方的双层政策体系并非单纯释放制度红利，而是倒逼源荷深度耦合，以实现新能源的高质量就地消纳。因此，政策实质是一套精密的筛选机制，通过刚性指标、严格的股权锁定和颠覆性的定价模式，将那些真正有稳定负荷、有降碳刚需、有长期经营意愿的实体筛选出来，以淘汰部分虚假投机项目。

对于投资人而言，由于绿电直连项目具有“荷-源”高度绑定、投资金额大、运营期限长、红线考核严格等特殊性，故在项目开发初期，除需充分关注各类投资合规红线要求，全面测算负荷及电源消纳比例，具体核算电价构成等技术和工程事项外，更需要整体梳理实践中的重大风险事项，并据此完善各类合作协议、供用电或能源管理协议等核心交易文件，预先设置合理的投资收益分配和项目退出机制，以避免后续出现收益分配争议，或发生消纳不利等情形时却无法有序退出，以致遭受重大损失。