華泰睿思

核心觀點

綠電直連頂層設計出臺，明確推動新能源就近消納

近日，國家發改委、國家能源局印發《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》，明確綠電直連機制，即風電、太陽能發電、生物質發電等新能源不直接接入公共電網，通過直連線路向單一電力用戶供給綠電；明晰安全優先、權責對等、源荷匹配的原則，以期實現滿足企業綠色用能需求、提升新能源就近就地消納水平的目標。我們拆分頂層機制如下：

1.“以荷定源”確定裝機：項目整體新能源年自發自用電量占總可用發電量比例不低于60%，占總用電量比例不低于30%，并不斷提高自發自用比例，2030年前不低于35%；上網電量占可用發電量比例不超過20%，由各省能源主管部門確定；現貨市場連續運行地區可采取整體自發自用為主，余電上網為輔的模式，現貨市場未連續運行地區不允許向公共電網反送，且在新能源消納困難時段項目不應向公共電網反送電。

2.用戶和公共電網厘清責任：并網型綠電直連項目作為整體接入公共電網，電源應接入用戶和公共電網產權分界點的用戶側，各自在安全責任界面內履行相應電力安全風險管控責任；離網型項目不接入電網。

我們認為在綠電直連機制落地、“以荷定源”和責任劃分要求明確下，新能源加速向用電側價值轉移，對負荷控制、分布式電源管理和電網互動提出新的應用場景和要求，相關設備構成投資窗口。

拓寬電源投資主體，鼓勵社會資本多元參與，為未來發展打開空間

通知引入項目投資模式創新、擴寬投資主體范圍，包括民營企業在內的各類經營主體(不含電網企業)可投資綠電直連項目，鼓勵民資參與。不同于此前電源側單一投資主體的規定，綠電直連項目電源可由負荷投資，也可由發電企業或雙方成立的合資公司投資，直連專線原則上應由負荷、電源主體投資；若項目電源和負荷不是同一投資主體，則相關權責約束亦相應收緊，通知規定應簽訂多年購電協議或合同能源管理協議，以及電力設施建設、產權劃分等一系列協議。我們認為該模式在明確權責邊界的同時，亦有效拓寬了資金來源，為項目高效落地提供機制保障和助力。

綠電直連參與方總賬算清，保障配套設施建設和可持續發展

用電側方面，通知明確綠電直連項目應按規定繳納輸配電費、系統運行費用、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用，為電力系統承擔的額外穩定和安全成本買單。電網企業亦通過輸配電價覆蓋相關基礎設施投資和運行成本，合理成本、合理盈利和公平負擔的原則不變。我們認為通知在保障電力系統穩定運行的前提下，平衡了用電側、電網側合理負擔，奠定了綠電直連機制可持續發展基礎。

電力市場化演進、發用電價差走闊下，亦為新能源切至用電側導向提出訴求

新能源入市推動發用電價差走闊，復盤2023-24年山東電力市場發用電價格，2024年山東平均中長期電價/日前電價年度均價同比走低1.0%/8.0%，而工商業代理購電價格穩中有升，同比走高1.4%；發用電價差進一步拉開，在2023年中長期電價/日前電價年均價較代理購電價格低4.3%/8.8%基礎上，24年進一步提升至6.6%/17.3%。我們認為綠電直連機制的引入為理順荷源關系提供基礎，一方面在“以荷定源”要求下新能源出力將更加貼近負荷需求，理順綠電供需關系，另一方面荷源距離拉近亦降低用電成本，加速了發電側向用電側的電價傳導。

風險提示：省級政策落地不及預期，配套項目建設不及預期。

相關研報

研報：《綠電直連落地，新能源轉向以荷定源》2025年5月30日

券商研報精選