法治号
赵舒杰 梁巍
国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、国家数据局于2026年4月8日联合印发了《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》（以下简称《行动方案》），明确提出“完善算力设施绿电直连政策”。这一提法引发业界高度关注：既然购买绿证和参与绿电交易已是成熟的绿色用电路径，为何还要专门开辟“绿电直连”这一新赛道？
要理解这一政策导向，必须厘清绿电直连与传统绿电消费的本质区别。购买绿证或参与交易，本质上属于“账面绿电消纳”，即通过购买绿色权益在账面上实现用电与绿电的对应，物理上并不追求电力来源的排他性与可追溯性。而绿电直连，则追求物理意义上的、排他的、可追溯的供电关系，特定的风电场或光伏电站，通过专门线路或明确的电力挂账，直接供给特定的数据中心，力求在物理或权属上绕开电力的“大锅饭”。
这一看似单纯的技术路线选择，实则触动了电力法律体系中关于“公共成本分摊”的深层逻辑。
一、绿电直连的实质：谁该为公共电网买单？
绿电直连在实践中呈现多种形态：从完全物理隔离的“专线直连”，到借用公共电网通道但权属锁定的“过网直挂”，其技术细节虽异，但真正的分水岭在于一个法律与经济问题：算力设施在多大程度上脱离了公共电网，又在多大程度上还需要为公共电网的系统成本买单？
公共电网不仅是一张物理网络，更是一个需要时刻维持平衡的复杂系统。为了应对峰谷差、平抑新能源波动、提供备用容量和辅助服务，电网背负着巨大的系统成本。这些成本长期以来由所有接入电网的用户共同分摊。
若算力设施通过专线直连彻底“脱网”，理论上将不再分摊上述系统成本。然而，新能源“靠天吃饭”的特性决定了算力设施难以完全脱离电网兜底，无风无光时，算力依然需要电网的电力支撑。若算力设施平时享受直连红利，关键时刻又依赖电网兜底却拒绝分摊成本，那么本应由其承担的系统成本将转嫁给留在公共电网上的其他用户，造成显著的交叉补贴和公平性危机。
因此，绿电直连的实质，是一场关于电力系统公共成本分摊边界的重新划定。
二、 解读《行动方案》：“完善”与“研究”背后的深意
《行动方案》使用了“完善”绿电直连政策和“研究”价格激励政策的谨慎表述。这种留白并非迟疑，而是为了在复杂的利益博弈中寻找平衡点，主要涉及以下三个核心议题：
1.绿电属性的认定与核算。直连模式下，绿电的环境属性如何确权？是否还需要配套绿证？若直连本身即证明绿色属性，如何与现有的绿证体系衔接？若直连绿电又额外购买绿证，是否会造成同一份绿色权益的“双重计算”？这又牵涉绿证市场与碳市场的互通互信。
2.系统成本的分摊机制。如前所述，直连用户若需电网兜底，理应付费。但按什么标准收、收多少，目前尚无定论。文件中“鼓励具备灵活调节能力的算力设施开展绿电直连”的表述，其实透露了方向，它并不是无条件地鼓励所有算力设施直连，而是把“具备灵活调节能力”作为前提，即算力负荷若能配合电网调节，便可作为抵偿系统成本的一种交换方式。
3.电价的形成机制。绿电直连的电价是基于基准电价加绿色溢价，还是完全由市场谈判决定？不同的定价模式将直接影响新能源与算力企业的收益分配，以及直连模式的市场竞争力。
上述问题均指向同一个核心：公共成本的最终承担者是谁。监管层目前选择“完善”与“研究”，正是为了给市场留出探索共识的空间。
三、绿电直连难在何处？
绿电直连推进之难，不在于技术瓶颈，而在于不同市场主体基于自身立场的利益诉求：
算力企业：视其为降本与合规的双重机遇。算力企业渴望通过直连获取低价、稳定且绿色的电力，降低运营成本并满足碳中和目标以及能耗合规要求，因此倾向于更低的准入门槛和更少的系统成本分摊。
新能源企业：视其为稳定的“大客户”。长期购电协议（PPA）能解决新能源消纳不畅和电价波动的痛点，保障投资回报，故迫切希望规则尽快落地。
电网企业：面临业务模式冲击与公平性挑战。作为公用事业主体，电网既要支持国家战略，又要维护系统安全与其他用户的公平。因此，电网对过网直挂相对包容，但对完全脱网专线持审慎态度，坚持直连用户必须合理分摊系统成本。
监管者：肩负多重目标平衡的重任。既要推动新能源消纳和算力产业发展，又要守住电力系统安全底线，防止市场公平失衡。任何规则的松紧，都会在上述目标间引发此消彼长的连锁反应。
由此可见，绿电直连规则的制定，本质上是在这四方关切中寻找一个动态的平衡点。
四、核心逻辑：用系统责任换直连权利
既然技术早已可行，为何规则迟迟难以一锤定音？答案在于取决于各方能不能就“公共成本怎么分摊”达成共识。
如果允许算力设施大量脱网且少分摊成本，短期虽利好算力与新能源产业，但长期将动摇电力公平的根基；反之，若要求直连用户足额分摊所有成本，绿电直连模式将丧失市场竞争力。
各方合理诉求应该是在“享受直连好处”和“承担系统责任”之间找到一种对应关系，脱离公共电网越多、占用兜底服务越少，分摊的系统成本应相应减少；依赖公共电网兜底越多，就越应该为这份兜底付费。
特别是对于具备灵活调节能力的算力设施，其通过响应电网调度、提供调节能力，实际上为系统创造了价值。这种系统贡献应当被量化，并用于抵扣其应分摊的系统成本。这便是用责任换权利的核心逻辑。
对于市场参与者而言，必须清醒认识到：未来细则的关键将在于系统成本分摊。新能源企业需测算长期合同的经济性；算力企业需评估自身负荷的调节潜力，争取更好的直连条件；电网企业则从单纯的输配电服务商，向提供备用、调节、绿电匹配等综合服务的角色转型。
五、 法律风险提示
在规则演进的深水区，我们提示业界关注以下五大法律风险：
1.长期合同的稳定性风险。绿电直连多依赖多年期供电合同。若后续细则对系统成本分摊、电价机制作出颠覆性规定，可能导致已签合同履约成本剧变、价格条款失衡，进而引发违约或合同解除争议。
2.环境权益的重复计算风险。直连绿电的环境属性认定规则尚不明确。若发电侧与用电侧同时主张权益，或同一权益被同时用于绿电核算与碳市场抵消，将面临重复计算的合规红线，甚至招致行政追责的风险。
3.系统成本分摊的不确定性风险。若项目投资建立在低分摊或不分摊的乐观假设上，而政策最终要求直连用户合理分摊，则项目的经济模型将被证伪，影响融资与投资决策的科学性。
4.项目合规衔接风险。专线直连涉及线路建设、土地使用、电力业务许可等手续；过网直挂涉及接入协议与计量结算。任一环节的合规瑕疵均可能导致项目无法落地或运营受阻。
5.政策区域差异风险。绿电直连高度依赖地方实施细则。不同省份在电网结构、新能源消纳压力上的差异，必然导致规则差异。跨省布局的企业若生搬硬套单一模式，极易因规则差异而触发合规问题。
综上所述，在新能源与算力双向赋能的时代，绿电直连不仅是能源转型的技术路径，更是一场深刻的制度变革。监管者必将推动产业在放开手脚发展的同时，通过精细化的制度设计，确保电力系统的公平与效率不被打破
（赵舒杰系《法治日报》律师专家库成员、天达共和律师事务所所合伙人；梁巍系天达共和律师事务所碳合规研究中心负责人）
编辑：刘海滨