全球正围绕碳中和目标展开竞赛，欧盟已率先启动碳边境调节机制 (CBAM) 和电池法案。欧盟目前不认可简单购买绿证抵消碳排放，只有发电源与生产设施之间存在物理直连供电才能视为绿色电力，要求日趋严格的国际环境倒逼绿电直连政策出台，以破解碳关税壁垒。

2.国内层面

在国家“双碳”目标战略部署下，我国新能源开发规模稳居世界第一，风光资源富集区“建得起来，却送不出去”。传统依赖大电网的新能源消纳模式已难以完全适应当前风光高比例接入电力系统的需求。

因此，国家密集出台绿电直连相关政策，以解决消纳难题和系统调节问题：

促进新能源就近就地消纳：通过绿电直连模式，可以将新能源电力直接供给附近用户，减少对电网外送能力的依赖，提高消纳水平。

降低企业用电成本：绿电直连项目的专用线路通常由负荷、电源主体投资，输电成本显著低于公共电网，有效降低企业用能成本。

提升企业碳排放认定能力：由于电量可清晰溯源，直供绿电在绝大多数规则下都被认定为接近0碳排放，这对出口型企业破解绿色贸易壁垒尤为重要。

减轻电力系统调节压力：绿电直连、零碳园区、源网荷储一体化等就近消纳模式，可以减轻电力系统调节压力。

（1）费用缴纳规定

就近消纳项目应缴纳输配电费和系统运行费等稳定供应保障费用。输配电费由两部制改为主要按接网容量缴费，系统运行费继续按下网电量缴费，未来逐步向按占用容量等方式过渡。zhisheng

自发自用电量暂免缴纳政策性交叉补贴新增损益。未接入公共电网的项目，不缴纳稳定供应保障费用。

（2）项目技术要求

项目需要形成清晰的物理界面和安全责任界面，电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧。

新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%（2030年起新增项目不低于35%）。

（3）市场参与方式

就近消纳项目作为用户时，与其他工商业用户具有平等市场地位，原则上也要作为统一整体直接参与电力市场。项目应当直接参与市场交易，不得由电网企业代理购电，并按照下网电量承担上网环节线损费用。

2.各省市政策落地推进情况

云南省

2025年7月，云南省发布《云南省推动绿电直连建设实施方案》，明确了6条实施路径。重点支持绿色铝、硅光伏、新能源电池、有色金属、数据中心、氢能等行业符合产业政策的新建项目。

要求负荷距离电源汇集站原则上不超过50公里，负荷、电源布局原则上在同一州（市）行政区域范围内。并网型项目应按照“以荷定源”原则，科学确定电源类型、装机规模和储能规模。

内蒙古自治区

乌兰察布市丰镇园区绿色供电项目成为全国首个全备案绿电直连园区，已稳定运行超过10个月。项目采用“风光储一体化”系统设计，总装机容量达80MW，并配套了储能设施，成功实现了园区企业100%绿电稳定直供。

项目创新性地打造了“绿电专线”，实现了发电端与用电端的点对点连接，减少了中间环节损耗，提升了经济性。

新疆自治区

国家能源局支持新疆准东开发区采用绿电直连等新模式提升新能源就地消纳水平，提高工业园区清洁用能比重。这也是响应国家对于高耗能产业集中地区绿色转型的战略部署。

新能源行业直接受益：风电、光伏等新能源发电企业将获得更加稳定的价格预期和更广阔的消纳市场，有助于提升项目经济效益和投资吸引力。

传统高耗能行业加速转型：钢铁、电解铝、数据中心等高耗能企业将被鼓励就近消纳新能源电力，既降低用能成本，又减少碳足迹。

储能行业迎来新机遇：政策将刺激储能市场需求，特别是电化学储能、抽水蓄能等技术，为解决新能源波动性问题提供关键支撑。

电网企业角色转变：电网企业需要加快智能电网建设，提升电网调节能力，以适应高比例新能源接入的新型电力系统需求。

离网制氢等新业态发展：绿电直连模式将促进离网制氢产业发展，2025年上半年，隆众资讯统计国内新增拟/在建绿氢项目共78个，主要分布在内蒙古、新疆等风光资源丰富地区。

从新能源行业经济性效益来讲，可通过负荷率与发用电曲线匹配程度将来提升绿电直连项目经济效益。若用户负荷率高于省内平均水平，可以摊薄度电输配电费实现成本节省；若用户能够通过自身调节能力将负荷曲线与绿电出力曲线形成较好匹配性，则可以通过降低接入公共电网容量来压降输配电费。

例如，垃圾焚烧发电+大工业用户绿电直供模式下具有显著电价优势。