国家能源局一季度新闻发布会上传来新消息：新能源和可再生能源司副司长潘慧敏透露，全国已有24个省（区、市）出台了绿电直连相关配套政策，99个项目完成审批，对应新能源装机规模高达3405万千瓦。更值得关注的是，国家能源局正在研究多用户绿电直连政策——未来新能源可以通过专用线路，直接给多个用户供电。绿电直连从发-用两端的供电方式看，有四种模式：
1. 点对点：一个电源，一个用户
这是目前最常见的方式。比如远景在鄂尔多斯的零碳园区项目——一个大型绿电项目，直接连一个用电大户。适合集中式新能源，双方体量都不小。
2. 多点对点：多个电源，一个用户
多个风电、光伏项目，通过同一条专线，给同一个用户供电。湖南省在相关文件中明确支持这种模式（湘发改能源〔2025〕853号）。它尤其适合分布式项目“打包”后集中消纳。
3. 点对多点：一个电源，多个用户
这正是国家能源局4月27日发布的新信号——中央层面正在制定政策。未来，一个大型绿电场站，可以同时向多个中小用户直接供电，想象空间很大。
4. 多点对多点：多个电源，多个用户
甚至有人提出“点对网”（接入增量配电网）。坦白说，这已经有点“超纲”了，目前还比较遥远。
绿电直连的上位法依据是《电力法》第25条，其中明确：一个供电营业区内只能设一个供电营业机构。《供电营业区划分及管理办法》（2024年修订版）也重申了这一原则。
那绿电直连算不算“另起炉灶”？业内认为，它的核心在于两条“豁免”逻辑：
豁免发电许可：不按常规电厂管理；
类比“自发自用”：专线专用，不进入公共配电网，因此属于“私有线路”。
打个比方：普通人开车走公共道路；有钱人为了私密性，从省道修一条专属小路直通自家别墅，还安上门禁，别人进不来——这就是绿电直连的本质。
按这个逻辑：
点对点 ✅ 完全私有，没问题。
多点对点 ✅ 多个电源接一个用户，仍算私有。
点对多点 / 多点对多点 ⚠️ 一条专线供多个用户，是否带上了“公共属性”？所以需要国家能源局从政策层面加以规范。
绿电直连政策推出已经不少时间了，但是即使借了“零碳园区”的东风，在具体实践中还是遇到不少困难：
绿电直连政策推出已有一段时间，即便借了“零碳园区”的东风，落地中仍然困难重重。
📌 规划建设期
经济账未必划算
我们此前分析过，只有当项目负荷率能达到所在省110kV及以上大用户的平均水平时，节省的输配电费才能覆盖专线造价。不少项目实际降本有限，主要收益还是来自“物理可溯源”的绿色价值。
审批难、建设难
专线、开关站、升压站、用户侧接入设施……样样要协调。架空线涉及塔基占地、临时用地、交叉跨越；电缆则要管廊资源。一个环节卡住，项目就可能搁浅。
📌 运行期
安全风险不容忽视
绿电直连不是“建完拉倒”。很多项目还配了储能，中高压配电系统要同时应对新能源波动、用户负荷变化、公共电网兜底、线路故障、保护配合、调度边界等复杂问题。调度逻辑不清，轻则偏差考核赔钱，重则影响供电安全。
长期经济性考验
运行期不仅要安全调度，还要实现“绿色经济调度”——比如在50%绿电直连+50%市场化电量的零碳园区里，直连绿电和谷段市场绿电谁更便宜？如何响应价格信号？这些都是新课题。
直供的核心逻辑：
在电网公司业务范围内，由电网根据用户绿电需求，建设绿色专线、绿电变电站、专用母线等，实现物理可溯源，并可叠加可信计算的数据溯源。
优势：
线路由电网协调建设，用户只需按原有两部制输配电价缴费；
负荷率风险、供电可靠性、安全性由电网承担；
源、荷两侧可分别配置储能并独立管理，运行难度大幅降低。
待解难题：
在欧盟最严CBAM（碳边境调节机制）审核下，这种基于公共电网的物理直供，能否做到100%可溯源？
绿电消纳能否最大化？
建设周期会不会拉长？
直供部分的输配电成本如何合理核定并纳入回收？
资产利用率能否通过电网企业/国资委考核？
除了严格的狭义“直供”，是否还有兼顾物理可溯源与多方利益的广义方案？
在新型电力系统和“管住中间、放开两头”的电改大方向下，绿电直连与直供，本质是用电侧物理形态放开的一次重要尝试。它折射出配电、用电领域新业态、新场景、新商业模式，与传统电网管理体制、电力监管体系乃至法律法规之间的深层张力。
而这种张力，恰恰呼唤着更大胆、更务实的创新探索。
