引言：2025年5月30日，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》（发改能源〔2025〕650号，以下简称“《通知》”）。《通知》首次从国家层面为物理意义上的“隔墙售电”提供了政策依据，其标志着绿电直连模式进入制度化发展阶段，能源流通规则的重构为破解能源转型与碳关税壁垒“双重”挑战提供了创新方案。本文拟从专业视角解析政策要点及权责框架，为新能源企业防控风险提供法律指引。
目录
一、实现物理溯源，满足出口要求
二、重构商业模式，允许“去许可证”
三、不同接入模式下的责任划分
四、政策展望
五、结语
根据《通知》规定，绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路（电源与电力用户直接连接的专用电力线路）向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式。“绿电直连”点对点供应模式填补了“源网荷储”限于区域（园区）绿电供应和增量负荷的缺陷，与现有政策共同构成新型电力系统的政策闭环，顺应了电力市场化改革的潮流。《通知》重点内容及解读如下：
实现物理溯源，满足出口要求
尽管RE100于2025年3月24日宣布无条件认证中国绿证，企业无需在使用中国绿证时额外证明其环境属性未被重复计算，但欧盟仍以“小时级溯源缺失”“属性重叠风险”为由排斥中国绿证。随着碳边境调节机制（CBAM）和《新电池法规》提出，欧盟对碳足迹溯源的要求愈发严苛。欧盟进口商品仅认可国家平均电力消费组合（电网排放因子）和直连电力模式两种电力碳排放计算模型，要求绿电来源必须通过专属线路（如分布式光伏直供、隔墙售电）或点对点购电协议（PPA）实现物理连接，且需提供小时级匹配数据（绿电生产与消费时间完全对应）。由于中国绿证缺乏小时级溯源能力或环境属性唯一性证明，以及源网荷储项目缺乏为单一用户提供专属的物理溯源凭证，二者均未被纳入欧盟认可范围，故在我国原有法规体系下，出口企业或将大幅增加相关合规成本。
在上述背景下，企业可通过布局屋顶光伏、隔墙售电等直连项目以解燃眉之急。但对高耗能企业而言，分布式项目发电容量或许无法满足生产需求，而通过物理直连实现数据可追溯至具体设备与时段的发电端与用户端点对点直供绿电的模式，成为出口企业破解欧盟碳壁垒的有效方案。当然，从长期发展角度出发，中国绿证体系也需加速向小时级溯源、区块链存证升级，实现与国际互通互认，为未来低成本合规铺路。
因此，有绿电消纳需求的企业和此前无法并网的新能源项目将受益于绿电直连政策，成为未来一段时间内新能源投资的热门参与主体。尤其是绿电消纳需求大、能力强的企业，将成为传统发电企业的追逐对象，可以拭目以待双方未来合作及落地。此外，笔者建议供需双方都需要结合当地的电力市场机制和电价水平，评估在绿电直连模式下的商业收益和稳定性，并将保障性条款落实在相关合作、购电协议中。
重构商业模式，允许“去许可证”
《电力法》第二十五条规定，供电企业在批准的供电营业区内向用户供电……一个供电营业区内只设立一个供电营业机构。供电营业区的设立、变更，由供电企业提出申请，电力管理部门依据职责和管理权限，会同同级有关部门审查批准后，发给《电力业务许可证》。
而《通知》则明确，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。项目中新能源发电项目豁免电力业务许可，另有规定除外。
笔者理解，《通知》开放了《电力法》对供电营业机构要求的限制，鼓励民营企业在内的各类经营主体（不含电网企业）投资绿电直连项目，亦突破了“源网荷储”要求发电侧与负荷侧为同一投资主体的模式，还突破了分布式光伏无法“隔墙售电”的限制，确是现有行业政策的升级与完善。各投资主体采用灵活多样的组合方式投资，显著降低了绿电直供项目市场准入门槛，避免对项目投资模式的过度制约。但不可避免的是，《通知》相关规定与《电力法》确立的“供电营业区内独家供电”规则不符，其明确绿电直连的新能源发电项目无需取得电力业务许可证，绕开了《电力法》对供电主体的资质限制。《通知》与上位法的冲突侵害了《电力法》规定的供电专营权，实务中裁判机关是否援引“特别法优于一般法”原则支持政策创新有待进一步关注。
不同接入模式下的责任划分
按照是否接入公共电网，《通知》将绿电直连项目分为并网型和离网型。其中并网型项目作为整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面，电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧。《通知》划定绿电直连项目与公共电网责任的原则为：（1）按产权分界点形成清晰的安全责任界面，各自履行相应电力安全风险管控责任；（2）绿电直连项目自主合理申报并网容量。通过内部资源调节确保与公共电网交换功率不超过申报容量，自行承担因自身原因造成的供电中断责任；（3）电网按申报容量履行供电责任；对申报容量以外的供电责任和费用，通过协商协议确定。离网型绿电直连项目与电网责任的划分相对简单，但需重点关注电源和用户的稳定与互动。一方面电源不再由电网公司保障消纳，面临着价格竞争和消纳额的双重压力，另一方面用户需考虑单纯的电源供电是否满足增产需求，又或在产能降低时如何消纳所发电量。
此外，当项目作为整体参与电力市场交易，但电源和用户非同一主体时，《通知》要求双方通过签署多年期购电协议或合同能源管理协议，就电力设施建设、产权划分、运行维护、调度运行、结算关系、违约责任等方面二次分配法律责任。在协议文本内，双方应明确：（1）发电设备、直连线路、用户侧接入点产权归属及维护、故障修复责任方与费用分担机制；（2）申报容量与实际交换功率偏差的责任归属，将申报容量与协议电价挂钩，超限用电部分适用惩罚性电价；（3）储能配置义务与用户的调节义务，在配置储能的基础上通过调节产能实现电源与用户的良性配合；（4）用户用电量不达标或产能不持续，消纳电量比例变化甚至降低，或电源发电量不及预期时应承担的违约责任，双方可按工厂用电量设计“基础负荷+浮动区间”的双层消纳机制，设置阶梯式消纳保证条款维护各自利益；（5）项目终止后资产处置规则（电网回购/用户留购）及供电接续方案及违约赔偿标准。
政策展望
虽然《通知》仅出台一个月，从政策字面意思来看主要针对新投资建设的新能源发电项目、尚未并网或无法并网的新能源项目。那么，考虑到目前上网电价市场化改革大趋势下，新能源尤其是2025年5月31日前未能并网的项目电价也难有充分的收益保障，故对于已经并网的项目，若改造为绿电直连项目的收益大于上网售电的收益，是否可以适用本政策？而对于更贴近绿电直连政策的项目，比如无法实现隔墙售电的分布式光伏项目或源网荷储一体化项目，是否也可以进行技术性改造并适用本政策？因此，除了关注该政策的落地，笔者也建议市场主体持续观察该政策是否进一步扩大适用的可能。
结语
《通知》的出台标志着我国绿电供应模式从“证书虚拟交割”迈向“物理直连溯源”的质变，其核心价值在于以制度创新打通绿电认证僵局与国际碳壁垒。然而，政策落地仍需直面法律冲突、国际互认等多重挑战，需通过规则细化与协同改革实现长效发展。