1.1.特高压十四五回顾：双碳战略核心环节之一但进度整体低于预期
随着 2022 年初《中国能源报》报道：“十四五”期间，国网规划建设特高压线路“24交 14 直”，涉及线路 3 万余公里，变电换流容量 3.4 亿千伏安，总投资3800 亿元，电网支持新能源建设的第一个逻辑显现：我国除海上风电以外的新能源资源基本集中在三北地区，而用电的主力则在东南沿海，因此需要用特高压将新能源外送至东南地区。
特高压分为直流特高压和交流特高压，两者名称虽然仅一字之差但功能和原理相差甚远：直流特高压可以承担跨区域的网对网电力输送，而交流特高压仅能承担电网区域内部的电力输送。因此三北地区新能源外送至东南地区主要由直流特高压承担，交流特高压更多作为网架支撑的功能。 直流输电一直是我国远距离电力外送的主力。从 20 世纪末葛洲坝—南桥±500kV项目开始，直流输电一直承担我国西南水电、三北火电及新能源等跨省跨区输电的主力工作。
而从项目的实际进展来看，直流特高压的进度低于预期。算上当时已经开工的陕北—武汉、雅江—江西、白鹤滩—江苏、白鹤滩—浙江 4 个项目，以及2023 年开工、最早于2025年投产的 4 个项目，我国在十四五最多完成 8 条特高压项目，低于电网规划。
特高压直流建设低于预期的原因有很多，首先是疫情导致部分项目前期工作开展困难。但直流特高压建设一直以来都有以下问题： 1）受到技术原理限制，直流特高压送端电源必须搭配一定比例的常规电源（三北地区主要是煤电），这使得其输送新能源的比例难以突破 50%，通过特高压提高清洁能源占比有效果但效果有限； 2）直流特高压通常只有一送一受 2 个站，中间省份无法建设落点，也带来不了任何好处。且特高压输电线路走廊宽度动辄百米，影响土地规划，因此中间省份协调一直是一大难题。 问题一主要是技术因素：常规直流（LCC）是以晶闸管等半控型电力电子元件为换流阀核心器件的直流输电技术。其优点是输送容量大、造价便宜，但是需要较强的交流电网支撑。谐波量大，需要从电网中吸收无功，因此要配置大量的直流滤波和交流滤波设备。且在电源配置上必须依赖火电或水电等常规电源进行支撑（并非只用于调峰），这使得常规直流只能输送 50%左右的新能源电量（提高新能源占比就要超配新能源，导致新能源弃电增加、经济效益变差）。
柔性直流（VSC）是以 IGBT 等全控型电力电子元件为换流阀核心器件的直流输电技术。其优点是可以通过模块化多电平技术形成非常接近标准正弦波的交流电，且有功和无功可以分别独立调节，不需要滤波设备，也不需要交流电网支撑。缺点是造价较高，且输送容量较小。 更重要的是，柔性直流理论上可以完全脱离常规电源而直接输送新能源，海上风电外送便是利用柔直这一特性。
柔性直流（VSC）是以 IGBT 等全控型电力电子元件为换流阀核心器件的直流输电技术。其优点是可以通过模块化多电平技术形成非常接近标准正弦波的交流电，且有功和无功可以分别独立调节，不需要滤波设备，也不需要交流电网支撑。缺点是造价较高，且输送容量较小。 更重要的是，柔性直流理论上可以完全脱离常规电源而直接输送新能源，海上风电外送便是利用柔直这一特性。
问题二：本质上是需求问题。在用电需求增长趋于放缓、外送电力主要是新能源的情况下，如果之前以用电总量而非用电结构需求为最原始驱动力，那么各地政府对于推进特高压项目外送的积极性可能会下降。回顾特高压建设历程，需求是工程推动的核心因素。我国直流输电建设大致可以分为 4 个阶段： （1）第 1 阶段（1989 年至 2012 年）：从 80 年代葛洲坝—上海±500kV直流项目为起点、2014 年溪洛渡—浙江竣工，该阶段我国水电大开发，而能够消纳大量水电的地区主要是华南、华东，因此直流输电主要服务于水电外送； （2）第 2 阶段（2012 年至 2019 年）：以哈密—郑州项目为起点至准东—皖南项目竣工，该阶段特高压直流外送主要是三北地区火电外送，主要配合《大气污染防治计划》。但该阶段的特高压建设也伴随了不少争议：首先便是“外地发电+特高压外送”和“铁路运煤+本地发电”的路线争议，但该阶段面临最大的质疑来自于特高压的低利用率，以2019年为例，多个项目实际利用率不足 20%，建成多年的酒泉—湖南项目利用率也未能突破30%，并最终导致我国纯煤电外送项目此后基本停滞。
但低利用率的本质原因并非来自特高压技术本身，而是电源的超额建设。十二五期间我国电价位居高位，各地火电开工积极，而彼时用电增速却呈现下降趋势，最终导致电源建设过剩。因此 2017 年我国开始煤电供给侧改革，大幅收缩煤电建设，导致部分线路配置的电源未能如期建成。 （3）第 3 阶段（2018—2022 年）：再次回归水电外送，主要将青海、四川、云南的水电外送至华东、华南地区。原因和第 1 阶段基本一致。 （4）第 4 阶段（2023 年至今）：随着双碳战略提出，外送新能源成特高压核心功能，且不同于第 2 阶段，新能源只能以电能形式外送。
1.2.特高压 2030 展望：解决终端需求是关键
因此展望更长期的未来，例如到 2030 年，特高压直流当前从技术、经济性上来说并未有什么分歧。然而，虽然电网板块从历史上来看整体呈逆周期属性，但直流特高压却更加顺周期。2017 年后由于用电增速下滑且电源建设过剩，特高压建设进入大低谷期，除规划内的少量水电外送可以正常开展外，煤电外送基本停滞。本质原因在于特高压建设还是以需求驱动，在受端省份用电需求萎缩的情况下，引入外来电意愿也会下降。在双碳战略提出后，特高压直流大规模建设重新提上日程。三北地区丰富的风、光资源以及西藏丰富的水风光资源，是我国达成双碳目标的底气和宝贵财富，也为了中、东部各省追求的目标。加上工业特别是高耗能工业向中西部地区转移，未来中部地区的用电需求将高于东部，也有大量的外部来电需求，在中部和东部地区利益趋于一致的情况下，理论上工程协调困难的根本性矛盾已经缓解。 但当前全球经济不确定性增加，对我国用电需求可能形成冲击，这对于特高压直流建设的逻辑可能产生一定的影响。但与十三五期间面临的问题不同，我们目前仍在执行双碳战略，外送新能源才是核心要求，而当下新能源的核心矛盾在于缺乏终端需求。从电源属性角度来说，电力市场中并不区分不同电源的环境属性，且目前主要接收外来电的中部、东部省份有较高的分布式光伏装机（光伏装机渗透率大于 40%的省份共10 个，有8 个为中、东部省份），再接受大量新能源外来电，会增加调峰压力。
此前我国特高压建设主要围绕三北风光大基地外送展开。以第二批大基地为例，总规划455GW，其中十四五 200GW（外送 150GW），十五五 255GW（外送165GW），十四五和十五五总计 315GW 的外送规模是特高压主要建设方向。十四五150GW外送主要对应18条外送通道，截至 2025 年底，预计将利用 7 条存量通道、建成2 条通道，其余9条通道尚未建成。而十五五期间总计 165GW 外送，预计需要 13—15 条外送通道方可满足需求。
因此虽然大基地和特高压的规划非常明确，但新能源终端需求问题始终是影响特高压建设的核心原因。当前我国电力市场基本不具备区分各电源清洁属性的功能，作为同质化商品，成本是各电源建设的核心驱动力。虽然从度电成本来看，光伏、风电成本普遍更低，但电力市场中光伏、风电的价格也明显低于火电，证明用户使用新能源要付出更多的额外成本（主要是调节成本），而且该成本会随着新能源渗透率提升愈发明显，更高的成本成为了限制新能源发展的主要因素。“136 号文”可以解决省内新能源价格劣势问题，但跨区域的需求拉动将依赖碳市场或绿证市场的建立。 2024 年 2 月，国家发改委发布《加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》，提出在“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核中，将可再生能源、核电等非化石能源消费量从各地区能源消费总量中扣除，据此核算各地区能耗强度降低指标。同时明确绿证交易电量扣除方式，指出“参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易对应的电量，按物理电量计入受端省份可再生能源消费量；未参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易、但参与跨省绿证交易对应的电量，按绿证跨省交易流向计入受端省份可再生能源消费量，不再计入送端省份可再生能源消费量”。非水可再生能源消纳责任权重以及绿证交易预计将是特高压稳定建设的核心。
2.1.配电网十四五回顾：投资低于预期改革初见端倪
2.1.1.双碳战略后配电网的功能发生较大变化
首先，我国电网运行的一个基本逻辑是：电源以集中式电源为主，因此电力在电网中基本从高电压等级向低电压等级单向流动，即电源和用户相对分离，配电网中只有用户而无电源，此为重点一。 另外还需要了解电网运行的另一个基本逻辑，即：电能在电网中以光速传播且无法大规模储存，这导致电力系统运行需要保证发电功率和用电功率（通常称用电负荷）时时刻刻相等。而用电功率由于人类的生理特征和工作生活节奏，通常会发生波动，于是就要求电网能够预测和监测这种变化，并向电源发出合适的调度指令以匹配用电负荷，这就是电网调度的工作之一。 以上两个基本逻辑，在传统的以火电、水电、核电等常规电源为主的电力系统中是适用的，但当新能源加入后就发生了一些根本性的变化。
（1） 由于分布式光伏规模小，因此都是在用户侧就近以低电压等级接入，大规模的分布式建设导致电能的生产和消费同时在配电网中进行，这就打破了此前电能单向流动的特点。这对于电网的安全性和控制策略提出了挑战； （2）此外，双碳战略不仅仅是风电、光伏等新能源的增加，配合新能源接入的储能（特别是户用储能和工商业储能），加上电气化的推动，特别是电动汽车的大规模接入使得用户侧的用能习惯和规律也发生了很大的变化。 上述变化对配电网带来两方面的挑战，一是技术上来说，传统配电网已无法适应新形势的要求，需要进行改造升级。二是从商业模式上来说，传统的大电网模式也无法满足更加灵活的电力供销需求，本章将对这两点进行展开讨论。 配网已经成为分布式消纳主要制约因素之一。2023 年新增光伏装机近一半为分布式，而分布式主要就地消纳。根据《分布式电源接入电网承载力评估导则》，将电网承载能力划分为红、黄、绿三个等级。对于绿色等级，推荐分布式电源接入；对于黄色等级，开展专项分析；对于红色等级，在电网承载力未得到有效改善前，暂停新增分布式电源项目接入。
2.1.2.配网投资加大是共识，但实际投资额低于预期
虽然在双碳提出之初，行业内对加强配电网建设的方向存在共识，长期来看，用电增长趋于坚挺用户数量增加，配网投资需要持续增加。对于全社会来说，最为明确以及具备可行性的双碳路径是“电力行业深度脱碳，其余行业深度电气化”。电力供给全面转向清洁能源，通过电气化推动其他部门减排，通过碳汇、碳捕捉等对冲农业排放。这意味着在双碳路径下，全社会用电量的增长预期发生显著变化。传统模型下，用电量增速跟GDP增速强相关，新模型下用电需求增速成为碳中和进展的指标，中长期用电需求增速上修且增速更加平稳。21 世纪初我国电网建设重视主网，本质原因在于电源和用户需求都集中在高压侧。21世纪头 10 年，我国加入 WTO 经济开始高速增长，增长主力为第二产业。从用电结构来看，我国 21 世纪头 10 年二产用电比例一直呈现增加趋势（2008、2009年受全球金融危机影响短暂小幅下滑）。彼时我国为了满足日益增长的用电需求，电源侧建设也开始加速且以火电、水电等大型传统电源为主。不论电源侧高速发展的火电、水电，还是需求侧高速增长的工业，大都以接入高压为主，因此我国此前电网建设重视主网。以2009、2010 年为例，配网投资分别占比为 42.6%和 43%，比例小于主网。
但从实际结果来看，十四五期间我国配网投资额始终保持较低水平（大幅低于十三五水平），且占电网投资的比例不断下降。继配网投资占比于 2019 年达到68.1%的历史高点后，配网投资占比逐渐滑坡，至 2023 年下降至 55%，大致与 2015 年左右相当，而投资总额也明显低于十三五部分年份。 配网投资比例下滑与双碳战略有一定关系：风光大基地建设成为我国双碳战略的重点，三北地区风光资源丰富而用电需求较低，大量电力外送需求使得电网投资向特高压侧倾斜。
2.1.3.随着分布式和充电桩的大规模建设，配网容量不足问题显现
我国分布式光伏近些年来呈高速增长态势。自 2020 年双碳战略、整县推进等利好分布式光伏的政策出台以来，分布式便呈高速增长态势。2020 年底我国分布式光伏仅67GW，到 2023 年底就已高达 254GW，装机 CAGR 高达 56%，是新能源发展最快的领域，2018年分布式占太阳能装机比例仅 29%，到 2024 年上半年已高达43%。光伏具有利用率低、瞬时出力高等特点，电力系统调节压力较大。2023 年我国太阳能发电利用小时数仅 1286 小时，在所有主要电源类型中垫底。低利用率带来的结果便是高波动性，以山东为例，截至 2023 年底山东省分布式光伏装机达到41GW，占全省总装机比例达到 20%左右，而山东省 2023 年最高用电负荷约 110GW。
当午间分布式光伏大发时，其出力占比可能相当高，挤占其他电源发电空间。西北光伏装机占其最高发电负荷比例已超过 100%，华北、华中也超过60%（发电负荷取2023年最高负荷，光伏装机取 2024 年底数据），留给其他电源的发电空间越来越小。配网容量不足、业务形态缺失限制了分布式的消纳能力。我国配网建设较为薄弱，我国东部农村户均配变容量不足 3.5 千伏安，这一定程度上限制了分布式电源的接入能力。从更宏观的容载比（=公用变压器容量之和/该区域网供最大负荷），该指标越高则证明该地区配电容量越冗余、供电可靠性越高。根据《配电网规划设计规范》（DL/T 5729)，容载比取值主要与当地负荷增长率有关。我们用历年 110kV 变电容量/最高用电负荷估算全国平均110kV电网容载比（由于容载比通常以地市级别为单位计算，全国平均值绝对值意义不大，因此我们称之为估算容载比），可以得出基本结论： 我国容载比整体呈上行趋势，反映了配网发展质量逐渐提高。（1）2015—2020年的2万亿配网升级工程：要求高压配网容载比从 2014 年的 2.01 提升至2020 年的1.8—2.2，最多提升约 0.2。我们估算的容载比提升幅度约 0.18（2.14—2.32）。（2）2 万亿配网升级工程结束后，配网投资下滑，但 21、22 年用电负荷超预期增长，导致估算容载比大幅下滑至2.17，与 2014 年相当。
此外我国分布式可接入容量也趋于紧张。目前我国部分地区开始公布分布式光伏可接入容量，其中河南、湖南等地可接入容量不足 1 年新增装机，福建、黑龙江等也会在未来几年消化完毕。此外，我国电力体制改革尚在进行中，且用户侧进展较慢，智能微电网、源网荷储等业务形态缺失也很大程度限制了分布式的消纳能力。
另一方面，新能源汽车成我国重要产业战略，充电桩需求快速提升。新能源作为我国双碳战略重要组成部分，销量自 2021 年起显著增加。2023 年我国新能源汽车销量达到950万辆，相比于 2020 年的 137 万辆 3 年内增长近 6 倍。2024 年1—8 月新能源销量704万辆，同比增长 31%。充电桩作为新能源汽车的重要基础配套设施，也迎来了大规模发展，到2023年底我国公用充电桩保有量为 273 万只，相比于 2020 年底增加约2.4 倍。充电桩增加速度不及新能源汽车销量，充电问题凸显。2020 年我国新能源汽车销量137万辆，同年新增 29 万台公用充电桩，每 4.7 辆新车对应 1 台充电桩。而2023年则是每10台新车对应 1 台公用充电桩。充电桩缺乏问题凸显一定程度上限制了新能源汽车的发展，根据乘联会数据，2024 年前 9 月我国 BEV（纯电）销量为 458.9 万辆，同比增速为11.7%，相比之下 PHEV（插电混动）和 EREV（增程）销量分别为248 万辆和79 万辆，同比增长74.9%和 102.7%，增速远高于纯电车型。 充电桩利用率严重偏低，低利用率带来的问题是瞬时高功率。配网的变压器、线路容量通常按照最大功率来设计，普通户用充电桩功率一般是 7kW，对于部分超充站，最大功率可达 400—600kW。而前文提到过我国 2025 年东部农村的户均配变容量目标仅3.5千伏安，小于普通充电桩功率。
2.1.4.我国输电网和配电网尚未分离，源网荷储等新商业模式推行困难
我国电网由于历史沿革原因，一直维持输配合一的组织架构。2002 年国务院《电力体制改革方案》（俗称电改“5 号文”），确立“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的十六字方针，为我国电力体制改革指明方向。其中输配分开要求：逐步实行输配分开，在售电环节引入竞争机制。 但输配分开最终成为我国电改十六字总方针中最为滞后的一环。推进不力的原因来自多方面，除了触及电网的核心利益外，电网的技术特点和交叉补贴同样棘手。输电和配电主要是高压和低压、干线和支线的差别，输电网连接电厂，配电网连接用户。如果不考虑激励机制问题，单纯从技术角度，输配一体化更利于电网调度和系统稳定，安全问题是监管层犹豫不决的重要原因。 与此同时，源网荷储作为解决新能源消纳问题的重要手段被提上日程。源网荷储本质上是为了解决新能源快速发展可能带来的电力市场过于复杂以及电网平衡难度大幅提高的问题。2021 年 2 月 25 日，国家发改委、国家能源局联合印发了《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，首次正式提出了“源网荷储”概念，是解决上述问题的一个重要手段，并有望成为未来电力系统最重要的概念之一。国家层面推出源网荷储一体化概念后，各省也陆续提出当地源网荷储的发展指导意见和实施细则。
为了解决上述问题，就需要降低电力系统复杂度，最直接的办法就是对电力系统进行分解。按照国家的指导意见，我国源网荷储将分为三个层级，即区域（省）级源网荷储一体化、市（县）级源网荷储一体化、园区（居民区）级源网荷储一体化。这样上级源网荷储只需要负责所有下级整个源网荷储的平衡即可，至于下级源网荷储内部的平衡则由下级主体自身负责，与上级无关，这样就大幅降低了单个源网荷储主体平衡的复杂度。此外源网荷储主体也可以代表内部所有发电、用电单元统一参与上级的电力市场，这样也大幅降低了电力市场的复杂度。
源网荷储需要充分调动各项可调动资源支持消纳：而对于单个源网荷储单元内部，则可以因地制宜设计方案，充分调动区域内部各类资源，以效益最大化为原则发挥各自优势。1）对于电源，要充分调动灵活性电源的积极性，合理规划布局不同电源类型，做到优势互补；2）对于电网，要合理布局电源，充分发挥电网传输功能，提高电网利用率；3）对于负荷，要充分发挥负荷的调节能力，进一步加强多向互动，为系统提供调节支撑能力；4）对于储能，要合理配置储能并进行调节。 源网荷储鼓励电源和负荷就地平衡。由于用电成本中包含输配电价，而输配电价成本与所需的电网规模有关。一旦源和荷的距离拉大，一方面需要建设更长的输电线路，另一方面需要提高输电的电压等级，从而导致电网层级增加，进一步增加输电成本。此外，因此从成本的角度出发，我们更希望电源和负荷尽量靠近，而源网荷储概念正好鼓励电源和负荷就地平衡。 源网荷储中“网”的环节较为特殊，需要由非电网企业建设管理，因此实质上是2015年增量配电改革的延续。十三五期间，国家层面先后发布《有序放开配电网业务管理办法》、《国家发改委 国家能源局关于进一步推进增量配电业务改革的通知》、《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》等文件，对增量配电网业务的开展给出明确规定。
然而事实上增量配网试点落地过程中，项目的排他性经营权、公平接入上级电网和接入以新能源为主电源的发展权、按照国家政策获取公允合理回报的收益权一直未能得到充分保障和落实，这些因素成为制约和影响试点项目实现良性运营的顽疾。这一定程度上也影响了诸如源网荷储等模式的推进效果。 源网荷储发展问题当下急需解决，主要在于 2 点：
1）生态环境部以及欧洲电池法案等都鼓励绿电直连。生态环境部《关于做好2023—2025年部分重点行业企业温室气体排放报告与核查工作的通知》中对于企业碳排放的认定，以及欧洲电池法案对于动力电池企业碳足迹的认定，都只认可绿电直连形式碳排放为0，而从公用电网的电力都以全国平均排放因子核算，我国可再生能源比例低于欧洲，当前电网平均碳排 0.5703 kgCO2/kWh，显著高于法国、瑞典、挪威等国的0.1—0.3kgCO2/kWh。因此从这个角度来说，分布式光伏自发自用非常有利于降低企业碳排放认定。2）发电侧市场化后源网荷储成降电费的重要手段。传统模式下分布式光伏上网部分均由电网按燃煤标杆电价收购，因此对于左图中压用户，不论与自己处于同一电网的分布式光伏上网电量是多少，其电力成本均为 0.4155（上海燃煤标杆电价）+0.2039=0.6194元/千瓦时。 而如果采用源网荷储模式，由于该模式下内部电网由源网荷储运营商自建，分布式光伏发电部分仅需要承担 10kV 电网的建设成本即可。假设该中压用户40%电量来自于分布式光伏，则其用电成本为 0.4155+0.2039×0.6（公网部分输配电价）+（0.2039-0.1251）×0.4（分布式光伏分输配电价）=0.5694 元/千瓦时，用电成本降低约0.05 元（下降约8%）。
2.2.配电网 2030 展望：机制改革成为重点
展望 2030 年，源网荷储以及增量配电对降低企业用电成本、提高企业绿电使用比例、提高可再生能源消纳能力 3 个方面都有较大的推动作用，这同时符合中央政府、地方政府和企业的利益。但实际上推进困难的原因主要在于不符合电网利益，以及相关市场化机制未得到充分解决。 以往社会资本建设配电网，需要与电网公司协商好配电区域划分，取得电力业务许可证后，再由电网公司配合办理接网手续。但在实际操作中，增量配电网在区域划分中处于弱势地位，电网企业对未控股、参股项目进行信息封锁，导致增量配电项目业主难以获取接入系统所必备的电网信息，无法开展配电网接入系统规划设计；在部分试点项目中，电网企业未能及时提供增量配电项目并网服务，导致部分已开工项目停滞或部分已建成的配电设施难以开展供电业务；甚至有部分试点项目因为和电网企业存在分歧，未能从大电网获取施工电源。
此外申领电力业务许可证困难。根据《中国能源报》的报道，截至2021 年三季度末，我国前五批增量配网试点项目中仅 40%取得许可证，取证需要确定配电区域划分，而在区域划分上增量配网企业通常难以与上级电网达成一致意见。 此外多数地区在推进源网荷储项目的过程中，对源网荷储自用电比例做出较高要求（通常要求自用电比例不低于 50%），而风电、光伏的发电利用率大幅低于50%（按风电2000小时、光伏 1000 小时计算，利用率分别为 23%、11.5%），这就要求风电、光伏的装机量高于用电负荷，而同时又要求不能向大电网反向送电，那又必须配置大量储能。而当前储能技术尚不成熟、安全性存疑、成本仍然较高，使得两个要求存在一定程度的矛盾。而源网荷储不能反送电就意味着不能参与电力市场交易，又降低了通过电力市场灵活配置资源的能力。因此，进入十四五末期，解决上述两个难题的政策陆续出台。2024 年12 月5日，国家能源局发布《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》。明确新型经营主体的范围，智能微电网概念首次明确。《指导意见》将电力新型主体分为两类：1）单一技术类：主要包括分布式光伏、分散式风电、储能、可调节负荷；2）资源聚合类：虚拟电厂（负荷聚合商）、智能微电网。其中智能微电网是首次在国家级正式文件中给出基本定义：以新能源为主要电源、具备一定智能调节和自平衡能力、可独立运行也可与大电网联网运行的小型发配用电系统。 此外《指导意见》也提出，配电环节具备相应特征的源网荷储一体化项目也可视作智能微电网。《指导意见》明确具备响应特征的源网荷储一体化项目可视作智能微电网并豁免电力业务许可证，这大大简化了相关业务的开展难度，垄断有望进一步打破、市场活力有望进一步激发。
部分省份也开始陆续放开源网荷储不得反送电网的规定。2025 年3 月5日山东省印发《关于印发源网荷储一体化试点实施细则的通知》，将源网荷储一体化项目划分为就地就近消纳、绿电交易、虚拟电厂、分布式自发自用 4 类。其中除分布式自发自用外，其余类型都允许参与电力市场，且要求储能根据自身需求合理配置，这有希望大大提升源网荷储一体化效率。
但是该方案依旧要求内部电网由电网企业建设，这依然削弱了降低用电成本的功能。后续源网荷储仍需要国家出台更加强有力的措施促进增量配电网建设，以更大程度降低企业用电成本，提高相关项目的投资意愿。 十四五最后一年，我国配电网改革方面迈出实质性一步：2025 年5 月，国家发改委、能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（以下简称《通知》）。其主要内容如下： 1）文件要求规范项目建设，明确：新增负荷可配套建设新能源项目。存量负荷在已有燃煤燃气自备电厂足额清缴可再生能源发展基金的前提下开展绿电直连，通过压减自备电厂出力，实现清洁能源替代。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。 2）允许源荷不是同一主体，但要求二者有一定的绑定关系。文件明确：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。3）允许项目作为整体参与市场。文件明确：并网型绿电直连项目享有平等的市场地位，按照《电力市场注册基本规则》进行注册，原则上应作为整体参与电力市场交易，根据市场交易结果安排生产，并按照与公共电网的交换功率进行结算。项目负荷不得由电网企业代理购电。项目电源和负荷不是同一投资主体的，也可分别注册，以聚合形式参与电力市场交易。
本政策对其中多个关键点作出了明确规定，有助于绿电经济性和环境价值体现。
一、本次政策针对单一用户的绿电供给模式
开放符合条件的存量负荷这带来 2 个明显的好处：（1）由于政策规定专用线路原则上由负荷、电源主体投资（即不由公共电网运营商投资），绿电直供部分电量对应的输电成本有望显著低于公共电网部分（因为直供绿电通常距离负荷较近），可以有效降低企业的用电成本；（2）由于电量可清晰溯源，直供绿电在绝大多数规则下都将被认定是接近 0 碳排放，对于企业碳排放认定有很大帮助（特别是出口型企业）。我国东南沿海出口型企业密集，绿电是该地区重要的新能源资源，随着直供模式推广有望带动海上风电产业快速发展。此外，此前各地源网荷储一体化项目多针对新增负荷，《通知》明确“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”，存量负荷开放绿电直连甚至源网荷储值得展望。
二、明确绿电直供在现货连续运行区域可反送
以往源网荷储一体化项目为了降低公共电网调峰压力，通常对自用电比例都有较高要求且不允许反送电网：以广西为例，要求自用电比例不低于 20%（不低于50%的列为重点项目）、新能源综合利用率不低于 95%且不允许反送电网。然而高自用电比例、高新能源综合利用率和不允许反送，三者实际上很难同时完成，除非大规模配置储能，而这又会大幅提高用电成本。因此《通知》在要求自用电比例不低于 30%的基础上，允许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（即允许反送），这对提高绿电直供模式的经济性和可行性将带来较大帮助。
三、合理缴纳相关费用且不得减免
《通知》规定，绿电直供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。我们认为此项对于绿电直供项目经济性并无明显影响，只是作为规范化。因为输配电费通常明显高于其它几项，直供项目的经济性主要取决于自用电比例、直供线路的成本。例如：新疆地区 110kV 用户，输配电价为 0.0815 元/kWh，假设自用电比例35%、专用线路成本 0.03 元/kWh（新疆地广人稀，近距离直供线路成本优势明显），则采用绿电直供模式将降低用电成本 1.8 分/kWh（尚未考虑绿电相比于公用电源的成本优势）。如果自用电比例进一步提高成本优势将更加明显。
电网是否开放给社会资本建设以及是否允许反送电（参与电力市场）是判断用户侧改革进展的核心要点。目前绿电直供作为最基础的开放形式，国家已出台政策进行明确规定，但长远来看，多电源—多用户的微电网形式范围更大，也是解决新能源消纳的重点，目前尚处于政策起步阶段，十五五期间期待更强有力的政策推动改革。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
