随着“双碳”目标推进，绿电直连与隔墙售电成为能源转型的热点。这两种模式看似相似，实则在底层逻辑、应用场景和
政策设计上存在本质区别。以下从五个维度解析关键差异：
一、物理连接与交易逻辑
绿电直连是新能源（风电、光伏）通过专用线路点对点直供单一用户，实现“物理隔离、绿电专享”。例如某出口企业通过自建专线获得可追溯的绿电凭证，直接抵扣欧盟碳关税。这种模式彻底绕开公共电网，用户可获得稳定绿电供应，同时通过区块链技术实现全流程溯源，绿证溢价可达0.2元/度。
隔墙售电则是分布式电源（如屋顶光伏）通过公共配电网向邻近用户售电，核心是“物理就近、交易直连”。但该模式存在三大痛点：过网费争议导致电网收入倒挂（输配电价从0.15元/度降至不足0.05元/度）、系统成本分摊缺位（渗透率超15%时成本飙升），以及与《
电力法》“一营业区一供电机构”的法律冲突。
二、用户类型与政策适配
绿电直连聚焦高耗能、出口导向型企业，如电池厂、数据中心等。政策明确要求项目新能源自发自用比例不低于30%（2030年前提升至35%），余电上网比例≤20%，并强制配置储能或柔性负荷以保障电网稳定。例如合肥某光伏组件厂通过绿电直连，产品
碳强度下降25%，成功进入欧盟“零碳产品”目录。
隔墙售电以分布式能源为基础，适合工业园区、社区等场景。政策允许同一台区内用户免交过网费，但跨省区交易仍面临电价交叉补贴和调度权争议。例如
江苏常州试点通过减免上一级电压等级输电费，推动隔墙售电落地，但全国范围内仍需突破法律与机制瓶颈。
三、电网影响与责任边界
绿电直连重构电网角色：一方面，项目需全额缴纳系统成本（输配电费、交叉补贴等），避免“搭便车”；另一方面，允许现货
市场连续运行地区余电上网，通过市场机制反哺电网。例如合肥虚拟电厂通过聚合分布式资源，在2024年迎峰度夏期间实现46兆瓦调峰能力，降低电网投资1.2亿元。
隔墙售电加剧电网管理压力：分布式电源的间歇性导致系统调频备用成本增加，且缺乏明确的责任界面。例如某园区屋顶光伏渗透率超20%后，电网需额外投入0.08元/度用于稳定性保障，但费用分摊机制尚未建立。
四、政策支持与风险防控
绿电直连已获国家层面政策背书。2025年《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》明确，民营企业可投资直连项目，豁免电力业务许可，并允许现货市场地区余电上网。但需警惕三大风险：政策变动导致补贴退坡、技术方案需配套储能、长期购电协议的市场波动。
隔墙售电仍处试点探索阶段。尽管多地出台支持政策（如
四川零碳园区试点），但过网费定价、调度权归属等
问题尚未完全解决。例如
湖南宁乡高新区因法律限制，光伏余量无法就近交易，需依赖政策突破。
五、普通人参与路径
绿电直连门槛较高，个人可通过购买绿证（0.05-0.1元/度）或参与虚拟电厂需求响应（年收益数千元）间接参与。
隔墙售电更贴近生活：个人可通过屋顶光伏接入公共电网，在峰时出售电动车电池电量（如合肥V2B充电站每次放电获利30元），或通过社区微电网共享绿电。
结语
绿电直连与隔墙售电分别代表能源转型的“高端定制”与“普惠共享”。前者以物理直供破解碳关税壁垒，后者以分布式交易激活基层能源活力。随着政策细化与技术成熟，两者将形成互补格局，推动能源民主化进程。
