政策解读丨绿电直连迈入制度化发展新阶段

       绿电直连通过构建新能源发电侧与电力用户侧的连接通路，实现了电力供给的全流程物理溯源，不仅有助于提升新能源消纳和绿电供给水平、降低外向型企业产品碳足迹，也为分布式发电、虚拟电厂、智能微电网等电力领域新型经营主体创造了新应用场景，为电力系统“源网荷储”深度融合开辟了新路径。
       近期多地陆续开展绿电直连试点，试点地区新能源消纳空间得到拓展，企业绿色竞争力明显增强，但在规划建设、运营模式、政策机制等方面也面临诸多挑战。日前，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（简称《通知》），明确了绿电直连模式的适用范围、管理方式、交易与价格机制等关键问题，为推动绿电直连有序发展奠定了坚实基础，标志着我国绿电直连进入制度化、规范化发展的新阶段。
       一、规范项目规划与建设
       绿电直连通过“点对点”直接供应模式实现分布式新能源“自发自用、就近消纳”，但其分散化、本地化运行方式将显著影响大电网的负荷时空分布特性，若项目无序建设可能导致电源开发时序错配、电网投资冗余、系统平衡权责与成本分摊失衡等问题。为此，《通知》构建了绿电直连项目制度框架，在规划建设层面明确新增负荷可配套建设新能源项目，有降碳刚性需求的出口外向型企业利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连。省级能源主管部门应加强对绿电直连项目的统筹规划，项目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，并按规定进行备案。项目规划方案应合理确定最大的负荷峰谷差率，项目与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于规划值。
       二、创新投资与运营模式
       当前各地绿电直连项目投资与运营模式呈现显著分化，部分地区存在限制项目投资主体类型、禁止余电上网、绿电比例偏低的问题，一定程度上抑制了市场投资活力，降低了项目运营效率，弱化了企业降碳效果。为进一步规范绿电直连项目投资运营模式，《通知》提出若干创新举措：一是破除投资主体所有制、行业类别等限制，明确绿电直连项目可由包括民营企业在内的各类经营主体（不含电网企业）投资，其中电源可由负荷、发电或双方成立的合资公司投资，直连专线原则上应由负荷、电源主体投资，新能源发电豁免电力业务许可证。二是创新运营模式，明确现货市场连续运行地区直连项目可采取整体自发自用为主，余电上网为辅的模式，上网电量占总可用发电量的比例上限一般不超过20%。三是设置新能源发、用利用率指标，即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%，占总用电量的比例不低于30%，并不断提高自发自用比例。
       三、明确安全与经济责任
       绿电直连项目涉及的安全与经济责任既包括绿电直连项目内部责任，又包括绿电直连项目与公共电网之间的责任。其中，绿电直连项目与公共电网之间的权责争议较大。目前，各地探索实践的大部分绿电直连项目为并网型项目，需要接入公共电网，由公共电网保障项目用电的安全、可靠和稳定。而绿电直连项目内部新能源发电带来的波动性可能加剧公共电网安全保供难度，因此，亟需进一步厘清二者之间的“责、权、利”边界。为此，《通知》明确提出并网型绿电直连项目与公共电网按产权分界点形成清晰明确的安全责任界面，各自在安全责任界面内履行相应电力安全风险管控责任。由绿电直连项目主体自主申报并网容量，并通过协商方式与电网企业确定并网容量以外的供电责任和费用。
       四、完善市场与价格机制
       绿电直连项目作为一种新的电力供应模式，明确相关市场机制和价格机制是决定其能否与现行政策有效衔接，以及进一步推广应用的关键。对于绿电直连项目内部而言，其电力交易与结算关系较为清晰，可通过协商方式形成购售电价格。然而，绿电直连项目与电网企业之间涉及输配电价、交叉补贴、系统运行费等各类费用，以及参与电力市场运行的权责关系，项目的长期可持续性依赖于合理的费用分摊机制。为此，《通知》规范了绿电直连项目的市场和价格机制。在市场机制方面，《通知》明确绿电直连项目作为整体参与电力市场交易，享有平等的市场地位，并按照与公共电网的交换功率进行结算。在价格机制方面，《通知》明确绿电直连项目应按规定缴纳输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。（中国宏观经济研究院能源研究所 刘坚 邓良辰 冯升波）