在行业呼吁多年后，2025年5月30日，国家发展改革委、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》（发改能源〔2025〕650号配资中国登录，下称“650号通知”）。
作为国家级文件，650号通知刚一出台，各方解说和评论便纷至沓来，好评如潮。
与绿电直连类似，隔墙售电、源网荷储、虚拟电厂等所谓新型模式，在电力市场相对发达的国家已经运行多年，相关主体紧密配合、各司其职、相互促进，推动电力市场健康发展。发达国家经验说明，这些新型模式在中国成功落地不存在任何技术障碍。
既然不存在技术障碍，那么千呼万唤始出来的绿电直连通知，能否顺利落地并广泛推广？如果难以推进，问题究竟出在哪里？
绿电直连通知有何亮点？
通知中的“绿电直连”是指：风能、太阳能、生物质能等新能源（现阶段绿电直连电源）不直接接入公共电网，而通过与用户直接连接的电力线路向单一用户供电，供应的电量可以清晰物理溯源。
绿电直连项目按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型两类：并网型项目的电源应接入用户侧，项目电源、用户和线路作为整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面；离网型项目的电源、用户和线路均与公共电网无电气连接，作为独立系统开展运营。
通知在“发展目标”中，明确“绿电直连项目以满足企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平为目标”。
通知在“规范项目建设”部分，支持“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。支持尚未开展电网接入工程建设或因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源项目，在履行相应变更手续后开展绿电直连”。
以上，可以看到650号通知的突出亮点：
新能源可直连给电力用户，而且并网型项目可整体接入公共电网，用户可以根据供求情况，通过公共电网进行买电和卖电交易；
弥补电网输送能力和通道容量不足的短板，绿电直连有助于新能源就近就地消纳，提高新能源消纳水平；
2026年开始，欧盟碳边境调节税即将实施。对出口欧盟，有降碳刚性需求的制造企业，可以利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连；
与绿电直连类似并相关，隔墙售电、源网荷储一体化等所谓新型模式不存在任何技术困难，有的只是政策与法律如何突破和支持的问题。
统一市场为何难以推进？
近年来，中央和各部委相继发文，推动全国统一市场的建设，特别是电力市场，要求打破各方面形成的限制和掣肘。
2022年3月25日，中共中央、国务院印发《关于加快建设全国统一大市场的意见》，明确了总体要求、主要目标和重点任务，是加快建设全国统一大市场的基础性文件。
2024年6月6日，国务院出台《公平竞争审查条例》，以制度化力量加快建设全国统一大市场，保障各类经营主体依法平等使用生产要素、公平参与市场竞争。
2024年7月18日，党的二十届三中全会通过的《中共中央关于进一步全面深化改革、推进中国式现代化的决定》，进一步部署了构建全国统一大市场的重大改革举措，提出深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场。
2025年1月7日，国家发改委印发《全国统一大市场建设指引（试行）》，对各地区、各部门加快融入和主动服务全国统一大市场建设提出方向性、框架性指导和阶段性工作要求，明确“规定动作”、“底线红线”和“自选动作”。
2025年7月1日，中央财经委员会第六次会议研究纵深推进全国统一大市场建设问题，提出“五统一、一开放”的基本要求，并聚焦重点难点领域进行部署。
就加快建设全国统一电力市场体系方面，
2022年1月18日，国家发改委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出到2025年初步建成全国统一电力市场体系，到2035年基本建成，适应新型电力系统要求，旨在解决电力市场体系不完整、规则不统一、省间壁垒等问题。
2025年4月16日，国家发改委办公厅和国家能源局综合司发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，要求2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖。
统一市场应该鼓励各类可能的主体进入市场参与多样化的交易，提供各类型的服务。
主体越多，交易就越活跃，服务就越到位，市场就越高效，更有利于市场机制对电力资源的有效配置。
650号通知明确，“直连电源为分布式光伏的，按照《分布式光伏发电开发建设管理办法》等政策执行。采用直连线路向多用户开展绿色电力直接供应的，具体办法由国家发展改革委、国家能源局另行规定”。
通知在“做好源荷匹配”部分，要求并网型项目应按照‘以荷定源’原则科学确定新能源电源类型和装机规模。现货市场连续运行地区可采取整体自发自用为主，余电上网为辅的模式；现货市场未连续运行地区，不允许向公共电网反送。
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%，占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%。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%。各地可结合项目建设方案中自发自用、上网电量比例和源荷匹配、调节能力等信息，合理设置新能源利用率目标。
以上要求，与建设全国统一电力市场的方向有所违背。
绿电直连“一对一”是单一市场，“一对多”是扩展市场，“多对多”才是真正市场。绿电直连可以“多对多”，也能够“多对多”，650号通知为何不能一步到位？以至于“一对多”还得“由国家发展改革委、国家能源局另行规定”，那“多对多”呢？
“现货市场未连续运行地区，不允许向公共电网反送”。其一，“未连续运行”的原因主要是交易主体太少、交易频次太低、交易规模不足，以至于无法连续运行；其二，只要市场有需求，电网有容量，向公共电网反送，将有助于优化电力资源配置，何乐而不为？
“限定自发自用比例，限制上网电量比例”。一方面，限制交易、限制交易量，与统一市场方向相违背；另一方面，单一的电力用户能否保持20年持续的用电规模，有多少制造企业能坚持这么久？因种种原因，如果电力用户用电大规模降低甚至提前终止用电，大部分的直连绿电既不能接入其他用户，又不能进入市场，绿电损失由用户承担，还是由绿电投资人承担？绿电及直连线路投资面临极大的风险，不知能有多少投资人将贸然进入“一对一”的绿电及直连线路的投资？
全国分布式光伏风起云涌，各地在落实《分布式光伏发电开发建设管理办法》等政策方面进展顺利，分布式光伏也是绿电直连的最初模式。在这一政策基础上，坚持“自发自用、余电上网”思路，进一步去除自发自用电站规模限制，释放绿电距离规定，由“一对一”的绿电直连，扩展到“一对多”的隔墙售电，再到“多对多”的源网荷储一体化及虚拟电厂广泛应用，政策逻辑将更清晰、更简化、更延续、更有效率，也将更有益于统一市场推进。
按照推进电力统一市场的方向，“安全优先、绿色友好、权责对等”是基本前提，相应的责任由市场主体各自承担，但“源荷匹配”应该交给电力市场，而不是人为限制或专门制订政策予以规定。
法律优先还是政策优先？
2025年，《中华人民共和国能源法》已经正式施行。电力作为能源之主力，《中华人民共和国电力法》应将随之修订。
事实上，650号通知与现有的《电力法》有所冲突。
《电力法》禁止“一对一”的绿电直连，即禁止非电网主体直接向用户供电，更加禁止“一对多”的隔墙售电，“多对多”的源网荷储一体化模式更加不可能，认为此类行为可能扰乱传统模式下的电力市场秩序。
650号通知首次将绿电直连认定为合法模式，确实是一个巨大突破。
然而，政策碰到法律，以法律为准绳，还是以政策为准则？
在基层执行上，大多偏向遵守法律，违法将受到法律的制裁，而政策小于法律，政策又多变，且缺乏制裁手段，所以，好的政策，如果碰到法律之墙，是难以推行的。
就电力行业而言，一些地方政府出台了一系列的绿电直连、隔墙售电、源网荷储支持政策和文件，然而，一到基层，推动乏力，谁去跟法律对着干呢？
650号通知，是不是临时性的权宜之计？
执行了650号通知但事实违法的主体，是否需要承担法律责任？
有些主体的基层单位坚决遵守《电力法》而拒不执行650号通知，有没有处罚机制？如何处罚他们？
这将注定，650号通知在基层执行的效果上将大打折扣。
为此，《电力法》的修改，是否应该提前？并按照中央关于推进全国统一市场的部署，参考发达市场的经验和规则，将“一对一”的绿电直连，“一对多”的隔墙售电，“多对多”的源网荷储一体化及虚拟电厂等模式法制化，而不是让示范者和试验者始终走在“灰色地带”，干着政策认可，但事实违法的事，提心吊胆过日子。
费用结算何不“使用原则”？
在商言商，绿电直连所有的参与主体如何获利？
通知在“鼓励模式创新”部分，规定“绿电直连项目原则上由负荷作为主责单位。包括民营企业在内的各类经营主体（不含电网企业）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，直连专线原则上应由负荷、电源主体投资。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，并就电力设施建设、产权划分、运行维护、调度运行、结算关系、违约责任等事项签订协议”。
通知在“合理缴纳相关费用”部分，规定“绿电直连项目应按国务院价格、财政主管部门相关规定缴纳输配电费、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”。
电源方：有两个选择，一是通过公共电网卖给市场，二是绿电直供卖给负荷方。
如果电源方选择绿电直连，并假定负荷方不会大幅度降低或停止用电，那么：
绿电直连售电价格-直连线路投资运营维护费用的分摊（如果电源方投资）≥公共电网售电市场平均价。(1)
也就是说，电源方会比较两个选择的获利，以决定通过公共电网卖给市场，还是绿电直连卖给单一的负荷方。卖给单一的负荷方的价格必须足够高，以抵消直连线路的各种成本摊销，以及负荷方用电大减或停止的风险。
负荷方：也有两个选择，一是接受公共电网供电及市场价格，多缴出口欧盟的碳关税；二是尽可能多的利用直连绿电，少缴出口欧盟的碳关税。
如果负荷方选择绿电直连，可以接受的终端平均购电价格-出口欧盟碳关税减量分摊≤公网购电平均电价(2）
终端平均购电价格=绿电直连售电价格+直连线路投资运营维护费用的分摊+缴给公网的输配电费等四项费用等(3)
如果负荷方选择公共电网，其公网购电平均价格=电源方公网售电价格+输配电费等四项费用等 (4）
将(3)及(4)代入(2)，得到(5)：
绿电直连售电价格+直连线路投资运营维护费用的分摊-出口欧盟碳关税减量分摊≤电源方公网售电价格(5）
不等式(5)是否能成立，即负荷方愿意采取绿电直连模式的前提是，直连线路投资运营维护费用特别小，分摊很低，同时，出口欧盟碳关税很高，碳关税减量分摊比较多。
考虑欧盟碳关税政策将大幅度修改，包括简化流程、放开小规模及集中少数行业等，可以预测，如果碳关税能在2026年1月1日按时推进，碳排放价格将趋于下降，碳关税税率会比预期要低。
如此，只有近距离的绿电直连，其直连线路投资运营维护费用特别小，负荷方才有动力推动绿电直连模式。
电网方：对于直连线路通过的绿电直供，既不需要电网企业投资和运营，责任和风险由电源方/负荷方自行承担，又不占用电网现有的通道和容量。
如果负荷方缴纳政策性交叉补贴及政府性基金及附加等有一定的合理性，那么，要求缴纳输配电费和系统运行费用，不符合国际通行的“使用原则”，与发达电力市场规则背道而驰。
事实上，欧盟封闭型DSO模式（CDSO），类似源网荷储一体化项目（参见《电力大战⑥：用户权益保护，“三公”市场之初心》），自发自用、自我循环的电力不需要缴纳配网费，更不需要缴纳输网费。自我循环不足的部分，如果从配网内购买，这部分电量的购买价格包含配网费；如果还有小部分需要经过输电网，这小部分的购电价格既含输电费，又含配网费，严格遵守“使用原则”。
电力用户根据其购买电力交易传输的路径和范围，分别并各自支付微网、配网或输网等费用，而不是不管路径和范围，所有电力都得加收输配费用。
“使用原则”要求输网和配网分开，独立经营，至少输配费用需要分开并进行单独核算。如果绿电直连的负荷方，无须额外支付绿电直供部分的输配电费和输配系统运行费用，不等式(5)就变成不等式(6)：
绿电直连售电价格+直连线路投资运营维护费用的分摊-出口欧盟碳关税减量分摊≤电源方公网售电价格+输配电费+输配系统运行费用(6)
显然，按“使用原则”的绿电直连模式将赋予负荷方很大的动力，一方面，绿色能源就地就近消纳规模和比例大幅度提升，不再受制于电网企业的输配能力、通道和容量限制；另一方面，电网企业输配能力投资不足的问题不再窘迫，绿电直连可释放出大量输配容量。
虽然电网企业的压力和负担大大减轻，全社会福利大大提高，但按照“使用原则”的绿电直连模式将减少电网企业的输配收入。在现有国资委严格的收入和利润考核考评的前提下，试图切出电网企业的收入蛋糕，是电网企业所不愿意看到的。
综上，650号通知具有突破性的价值和意义，让行业了解到，新型模式，如绿电直连、隔墙售电、源网荷储、虚拟电厂等难以落地，无法盈利，不是技术、设备或数字化问题，而是输配定价合谋、电力政策和体制机制问题。
650号通知限制了自发自用比例和上网电量比例，本质上与中央推行的全国统一大市场及全国统一电力市场的方向是不一致的。
650号通知完全可以在《分布式光伏发电开发建设管理办法》等政策基础上，继承并发展现有政策框架，推动“一对一”绿电直连模式落地，扩展“一对多”隔墙售电实践，构建“多对多”源网荷储一体化体系，广泛应用虚拟电厂模式，将市场机制交还市场。
我们认识到，650号通知将碰到现行《电力法》的障碍，基层推进将困难重重，为此，必须加快推动《电力法》修改，让党中央决策变成法律行动，才能为新模式发展保驾护航。
特别注意的是，“一对一”、“一对多”及“多对多”绿电供应模式的推进必须遵循国际通用的“使用原则”，才能减轻电网企业的负担和压力，从根本上突破绿色能源消纳规模和比例快速提升的瓶颈，增加全社会总体福利。
同时配资中国登录，建议国资委对电网企业的考核指标进行修正，以利于统一电力市场的推进。
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