解读2026零碳园区绿电直连系统规划建设方案

绿电直连的政策演进脉络

绿电直连并非突然出现的新事物。2021年起，较多省份开始探索“源网荷储一体化”项目试点，其新能源和用电负荷之间实质上采用类似直连的技术形态，彼时旨在解决大规模新能源并网后的消纳问题，比如国内风光制氢一体化项目、内蒙六类市场化项目中的源网荷储一体化项目、河南省源网荷储一体化项目中工业企业类项目、山东省源网荷储一体化试点项目中新能源就地就近消纳模式试点项目等，属于绿电直连的先行探索。

2025年上半年，各地零碳园区相关政策中纷纷提到绿电直连，主要从应对国际贸易壁垒的角度来强调其意义。同年2月，江苏针对电池领域启动绿电直连试点（5个试点项目）；同月，国家能源局发布年度工作指导意见提出“研究制定绿电直连政策措施”。5月29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），明确新能源项目可以通过直连线路向电力用户直接供给绿电，填补了国家层面绿电直连政策空白。

从地方探索到国家层面统一规则，再到价格机制配套完善，绿电直连的政策框架在2025年内基本搭建完成，为后续项目落地提供了明确的制度依据。

国际环境倒逼下的绿色电力供应方式选择

目前绿色电力供应方式主要有四类：场内分布式可再生能源项目、绿电直连、绿电交易、绿证交易。场内分布式可再生能源项目是厂区红线范围内建设的分布式光伏或分散式风电项目；绿电交易是通过中长期市场交易获取环境价值，即“证随电走”；绿证交易是通过专门平台为可再生能源发电电量核发绿证，并在市场中交易，电能量与绿证分开交易，即“电证分离”。

从国际认可度来看，中国与国际对四类方式的认可存在差异。场内分布式可再生能源项目和绿电直连在中国和国际均获认可；绿电交易在中国获认可，但《欧盟电池和废电池法案》的配套碳足迹核算授权方案对电力购买协议PPA不认可；绿证交易在中国获认可，但欧盟碳边境调节机制（CBAM）、电池法案等均不认可单独的绿证。欧盟目前不认可简单购买绿证或者绿电交易抵消碳排放，只有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。

这一国际规则差异，意味着对于有出口业务的企业而言，仅靠购买绿证或参与绿电交易可能无法满足欧盟碳足迹核算要求，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。场内分布式受限于厂区空间和资源条件，绿电直连则通过专线物理连接，为出口外向型企业提供了可溯源、被国际认可的绿电供应方案。

零碳园区建设要求与绿电直连的定位

2025年6月30日，国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局发布《关于开展零碳园区建设的通知》（发改环资〔2025〕910号），提出有计划、分步骤推进各类园区低碳化零碳化改造，助力园区和企业减碳增效，为实现碳达峰碳中和目标提供坚实有力支撑。

零碳园区建设基本条件包括四个方面：建设主体为省级及以上开发区，视情可拓展至近年来新建设的省级新兴产业园区或高新技术园区；建设范围可以是园区整体，也可以是有明确四至边界的“园中园”；园区应在能耗和碳排放统计、核算、计量、监测等方面具备一定基础；园区应在3年内未发生重大安全、环境事故或其他社会不良影响事件。

国家级零碳园区建设指标体系分为核心指标和引导指标。核心指标包括单位能耗碳排放（年综合能源消费量20-100万吨标准煤的园区≤0.2吨/吨标准煤，年综合能源消费量≥100万吨标准煤的园区≤0.3吨/吨标准煤）和清洁能源消费占比≥90%。引导指标包括园区企业产出产品单位能耗达到或优于二级能耗限额标准、工业固体废弃物综合利用率≥80%、余热/余冷/余压综合利用率≥50%、工业用水重复利用率>80%。零碳园区是绿电直连的理想应用场景，绿电直连是实现零碳园区目标的主要手段。

650号文的核心规则：定义、分类与适用范围

650号文是国家首个绿电直连框架规则政策，明确了绿电直连的定义内涵、适用范围、建设要求、投资模式、运行原则等内容。绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源通过专用电力线路向单一电力用户供电的一种模式，通过“点对点”的物理连接，使用户直接消纳新能源电力，实现供给电量清晰物理溯源。

其核心要素包括四个方面：电源要求为新能源，可以是分布式也可以是集中式，不含水电和核电等常规能源；负荷为单一电力用户，向多用户开展绿色电力直接供应的另行规定；电源与电力用户由专用电力线路直接连接；与公共电网形成清晰的物理界面，实现电力供给的全流程物理溯源。

按照负荷是否接入公共电网，绿电直连分为离网型和并网型两类。离网型项目电源、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；并网型项目电源接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，项目电源、用户和直连线路作为整体接入公共电网。两种模式在电费构成上存在明显差异：并网型需要按现行政策缴纳容（需）量电费、电度输配电费、上网环节线损、系统运行费、政府性基金及附加；离网型则无需缴纳上述费用。

并网型项目的指标约束与运行管理

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，《通知》围绕项目新能源消纳利用率和绿电消费占比提出了一系列明确的指标。现货市场未连续运行地区不得向公共电网反送电，项目整体的新能源消纳利用率最低可以到60%；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，向主网反送电的比例上限20%，因此项目整体的新能源消纳利用率目标范围为60%~80%。

在电量比例方面，自发自用电量占总发电量比例不低于60%；自发自用占总用电量比例不低于30%，2030年前提高到35%；上网电量占总发电量比例不超过20%。参考全社会非水可再生能源消纳责任权重水平，确保绿电直连项目的非水可再生能源消费占比不低于全社会平均水平。

投资模式上，原则上由负荷作为主责单位，项目电源和直连专线原则上应由负荷、电源主体投资，也可由发电企业或双方成立的合资公司投资。电源与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，划清责权事项。此外，绿电直连项目建设运行遵循安全优先、绿色友好、责权对等、源荷匹配四项基本原则。

绿电直连项目的策划规划与接入管理

省级能源主管部门加强对绿电直连项目的统筹规划，确保绿电直连模式有序发展，坚持新能源发展、能源电力、国土空间等规划“一盘棋”，项目按整体方案统一建设、同步投产。项目风电和太阳能规模要计入省级能源主管部门制定的新能源发电开发建设方案；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规划；负荷规模应有依据和支撑。

项目应编制包含电源、负荷、直连线路和接入系统的整体化方案，以专门章节评估系统风险、用电安全等，并提出具体技术措施。组织具备资质的第三方机构开展方案评审，按《企业投资项目核准和备案管理办法》等规定进行备案。项目接入电压等级不超过220（330）千伏，确有必要接入220（330）千伏的，由省级能源主管部门组织开展电力系统安全风险专项评估。

在电网接入上，对项目和电网双方均提出要求。电网企业应秉持公平无歧视开放原则，向满足并网条件的项目公平无歧视提供电网接入服务；项目方应按标准配置继电保护、安全稳定控制装置、通信设备等二次系统，内部各设施涉网性能应满足相关标准，避免影响电网安全稳定运行，及时组织竣工验收，并报送省级能源主管部门和国家能源局派出机构。

四种应用场景与项目配置方案示例

《通知》明确了四种可开展绿电直连的场景。存量新能源方面，尚未开展电网接入工程建设、当地电网消纳空间不足的，可通过配套建设新能源项目实现绿电直连。增量负荷方面，新增负荷可配套建设新能源项目，履行必要变更手续的前提下也可以开展绿电直连。存量负荷方面，有降碳刚性需求的出口外向型企业，探索开展绿电直连，并充分利用周边新能源资源；有燃煤燃气自备电厂的，足额清缴可再生能源发展基金，通过压减自备电厂出力实现清洁能源替代。其他存量负荷方面，不支持不禁止，在获得当地政府和电网的同意后开展。

方案给出了某工业园区的并网项目配置案例。项目地风光资源选择为内蒙鄂尔多斯市，光伏年利用小时数1673h，风电年利用小时数2862h；园区用电负荷40MW，用热负荷236.3MWt（折合294t/h），用能负荷稳定无波动。配置风电400MW、光伏890MW、电加热器装机700MW、熔盐储能系统5444MWh（储能时长18h）、蒸汽发生系统295MWt、汽轮发电系统50MW（电）/236.3MW（热），天然气汽水锅炉241MW满足用热需求。

运行情况方面，光伏发电量14.89亿kWh/年，风力发电量11.45亿kWh/年，风光弃电量2.32亿kWh/年，全年用电需求量3.504亿kWh/年，风电光伏+熔盐+背压机供应绿电量3.387亿kWh/年，电网补充电量0.139亿kWh/年；全年用热需求量20.7亿kWht/年，绿热量18.4345亿kWht/年，天然气补充热量2.2654亿kWht/年。若完全脱离电网，则配置天然气熔盐炉302MWt搭配背压机来满足用能需求。

国家级零碳园区建设指标体系分为核心指标和引导指标。核心指标聚焦碳排放强度和能源结构，单位能耗碳排放按园区年综合能源消费量规模分两档要求，清洁能源消费占比统一要求≥90%。引导指标覆盖资源循环利用和能效水平，包括工业固废综合利用率≥80%、余热余冷余压综合利用率≥50%、工业用水重复利用率>80%。 从指标设置逻辑来看，核心指标是零碳园区必须达到的门槛，直接关系园区是否能够实现“近零”碳排放目标；引导指标则体现园区在资源循环利用方面的综合表现。清洁能源消费占比≥90%是核心指标中唯一的比例类指标，这意味零碳园区几乎需要实现全量清洁能源供应，绿电直连和绿证绿电交易成为满足该指标的关键手段。

并网项目运行数据展示了风光发电、绿电供应和用能需求之间的匹配关系。光伏发电量14.89亿kWh/年，风力发电量11.45亿kWh/年，合计风光发电量26.34亿kWh/年；风光弃电量2.32亿kWh/年，弃电率约8.8%；风电光伏+熔盐+背压机供应绿电量3.387亿kWh/年，电网补充电量0.139亿kWh/年，全年用电需求量3.504亿kWh/年。 用热方面，全年用热需求量20.7亿kWht/年，风电光伏+熔盐+背压机满足绿热量18.4345亿kWht/年，天然气补充热量2.2654亿kWht/年。天然气消耗量0.2517万Nm³/年，天然气锅炉效率90%。从数据看，绿电量占用电需求的96.6%，绿热量占用热需求的89.1%，电网补充电量和天然气补充热量合计占比均控制在较低水平，清洁能源消费占比≥90%的目标基本可以实现。

并网项目设备配置以风光发电、熔盐储能和天然气锅炉为核心。光伏890MW、风电400MW、电加热器700MW、熔盐储能5444MWh（储能时长18h）、蒸汽发生系统295MWt、汽轮发电系统50MW（电）/236.3MW（热）、天然气汽水锅炉241MW。离网方案中，天然气熔盐炉配置为302MWt，搭配背压机使用。 从配置规模来看，新能源装机1290MW远超园区40MW用电负荷，正是为了满足自发自用电量占总发电量比例不低于60%的指标要求。熔盐储能5444MWh、储能时长18h的配置，是实现新能源电力跨时段调节和稳定供应的关键。相比并网方案，离网方案将天然气汽水锅炉替换为天然气熔盐炉，容量从241MW提高到302MWt，以应对完全脱离电网后更高的供能保障要求。