问题——新能源装机持续增长的背景下，如何提升绿电就近消纳能力、满足企业绿色用能需求，已成为东北地区能源转型和产业升级必须面对的现实问题。一些地区在负荷增长、产业集聚与电网承载能力之间存在时空错配，企业对可溯源的绿色电力需求快速上升，外向型企业在国际绿色贸易规则和产业链碳要求下承压更明显。 原因——吉林风、光资源条件较好，新能源发展较快，但传统“并网—消纳”链条在部分时段容易受送出通道和调节能力限制。此外，氢能、算力、新型制造等新负荷用电规模大，对供电稳定性、电能质量和绿色属性要求更高，迫切需要更灵活的供电组织方式，以及更清晰的绿色电量证明路径。此次方案依据国家有关文件要求，提出以“安全优先、绿色友好、权责对等、源荷匹配”为原则推进绿电直连，着力打通“资源—项目—负荷—市场”等关键环节。 影响——方案明确，新增负荷可开展绿电直连，并将氢基绿能（绿氢及其衍生的绿氨、绿色甲醇、可持续航空燃料等）、钢铁冶金、算力（数据）中心、汽车制造等作为支持重点。对“新增负荷”的界定更便于落地：未向电网企业报装的用电项目（含存量负荷扩建部分）、已报装但配套电网工程尚未开工的项目，以及经与电网企业协商一致的存量项目，均可视为新增负荷；同时提出新增负荷（含扩建部分）与存量负荷原则上不直接电气连接，以减少责任边界不清和运行风险叠加。方案也为存量项目提供了可选路径：一是具有明确降碳硬性需求的出口外向型存量负荷，可在提供进出口经营、海外营收与客户合约等证明材料的基础上开展；二是拥有燃煤燃气自备电厂的存量负荷，在足额清缴对应的政府性基金及附加后，可通过压减自备电厂出力实现清洁替代，并要求新能源年发电量不超过压减电量、且不得占用公网调峰资源。国家级零碳园区内项目可结合实际探索绿电直连等绿色电力直接供应模式，为园区低碳竞争力提供支撑。 对策——在技术与市场机制层面，方案将绿电直连界定为新能源不直接接入公共电网、通过直连线路向用户供电的模式，并强调供给电量需实现清晰的物理溯源。在可实现物理溯源的前提下，新能源弃电不纳入统计，意在引导项目通过“源荷匹配、就地消纳”提高系统效率。项目类型上，按负荷是否接入公共电网分为离网型和并网型：离网型需具备独立运行条件并与公共电网无电气连接；并网型作为整体接入公共电网，形成明确的物理界面和责任界面，便于运行管理和风险划分。市场化安排上，绿电直连项目按平等市场主体管理，建成后原则上作为一个整体参与电力市场交易；项目负荷不得由电网企业代理购电，强调自主交易、责任自担。若电源与负荷不属于同一投资主体，可分别注册并以聚合形式参与市场交易；项目上网电量全部进入电力市场交易，不纳入新能源可持续发展价格结算机制，突出市场定价导向。方案还提出，国家层面“多用户绿电直连”办法出台前，吉林将先行探索通过直连线路向多用户供给绿电的模式，为更大范围的供需匹配预留空间。 前景——业内认为，绿电直连有望成为吉林提升新能源消纳能力、推动产业用能绿色化的重要抓手：一上，有助于把风光资源优势转化为项目优势和成本优势，增强新能源就地转化能力；另一方面，通过对氢能、算力、先进制造等重点领域的支持，可带动“电力—产业—园区”合力推进，提升对高端要素和绿色订单的吸引力。随着电力市场体系逐步完善、绿电溯源机制和跨区域交易规则深入健全，直连项目在安全边界清晰的前提下，有望与园区零碳化、企业碳管理和绿色金融工具形成联动，推动吉林在新型能源体系建设中形成可复制的地方经验。
在能源变革与产业转型交织的关键阶段，吉林此次政策探索既回应了“先立后破”的总体要求，也反映出新型电力系统建设中制度供给与用能需求的加速对接；随着绿电直连从试点走向更广范围应用，其带来的竞争效应可能重塑新能源时代的产业格局。