“绿电直连”将为新能源消纳打开重要空间。

　　中国石油已投产运营的最大整装光伏项目——塔里木油田上库高新区低碳转型130万千瓦光伏项目（下称“上库项目”），即将作为西北首个百万千瓦级绿电直连项目启动。与此同时，位于内蒙古乌兰察布、青海西宁的多个数据中心或算力中心也实现了绿电直供。

　　今年5月，国家发改委与国家能源局联合发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，鼓励各类经营主体投资绿电直连项目，为新能源并网消纳提供便利。除国家层面政策以外，江苏、云南、青海等多地发布了绿电直连相关实施方案。

　　业内人士认为，绿电直连将成为未来能源供应的重要模式之一，重塑能源消费格局。不过，绿电直连项目落地过程中仍面临挑战，如项目中的费用具体划分及征收机制亟待明确，中小企业通过直连满足绿电刚需的难度较大等，绿电直连发展需要更有力的政策支持。

　　标志性项目启动在即

　　日前，记者从中国石油了解到，塔里木油田已联合国家电网、独山子石化等企业，探索通过直连线路，由上库项目向附近的独山子石化公司塔里木120万吨/年二期乙烯项目直供绿电。

　　塔里木油田人士介绍，上库项目绿电直连全面落地后，将成为我国西北地区首个百万千瓦级绿电直连项目，每年可生产21亿千瓦时的绿电直供园区企业，不仅能降低40%光伏电站限电率，还可带动用电企业降低综合能耗36.7%，推动绿色电力消纳占比由零提升至60.4%，使独山子石化乙烯项目成为高比例绿电驱动的低碳乙烯生产基地，下游工业成品也将完全符合欧盟碳边境调节机制准入标准。

　　“经过前期方案论证，上库项目在源荷匹配、电力线路、储能规模、生产运营等各方面均具备绿电直连条件。”塔里木油田方面表示，新疆维吾尔自治区鼓励有条件的企业和地方开展绿电直连试点，有望在近期发布绿电直连实施方案，待方案出台后，便可加快推进。

　　在青海，绿电直连项目也在加紧推进。今年年底即将投产的中国联通三江源绿电智算融合示范园，位于西宁经济技术开发区，已成为全国超大规模、弹性适配、算电协同的绿色发展智算标杆园区。据了解，示范园二期工程预计2025年10月投产，三期已于3月投产，四期投资已获批。年底全面投产后，将形成超20000P的强大算力规模。

　　“‘风光储充+算力中心’协同调度管理模式是示范园的核心亮点。”中国联通方面人士介绍，今年4月，中国联通与天合光能三江源绿电智算融合示范微电网项目实现全容量并网，成为青海省内首个实现绿电全链直供的算力微电网标杆。

　　在中国光伏行业协会名誉理事长王勃华看来，高耗能行业、数据中心、出口外向型企业等绿电需求集中场景，可以通过配套新能源项目或替代存量自备电厂，推动光伏等绿电直接供应，拓展工业生产、数字基建等应用场景。

　　疏通新能源消纳堵点

　　绿电直连政策出台的背景之一，是国内新能源利用率继续下降，供需不平衡加剧。

　　此外，过去企业采购绿电需通过电网统购统销，中间环节多、成本高。绿电直连相当于为企业开通“绿电专线”，既降低用能成本，又能精准核算碳减排量。

　　中国宏观经济研究院能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶认为，对于因各种原因电源本体工程建好后但未能并网的新能源项目，上述政策提供了盘活资源、直连发电的机会。对于已建燃煤自备电厂的高耗能企业，若欲实现绿色低碳转型，则需足额缴纳可再生能源发展基金，压减燃煤出力、增加直连绿电，落实其自备电厂的清洁能源替代。

　　对于绿电直连项目，储能配置将成为项目提升自发自用比例、满足考核要求的重要选择之一。陶冶认为，未来光伏组件、风电整机厂商或将主动联合储能电池企业，为高耗能出口型企业提供一站式服务。

　　王勃华也谈到，绿电直连政策对项目的自发自用比例、上网电量比例、反送电等均有严格限制，且要求通过配置储能或挖掘负荷灵活性提升调节能力，有望促进风光配储、工商业储能等业态的发展。

　　记者注意到，当前，已有江苏、云南、青海等多地发布了关于绿电直连的实施方案，其他省份也正加快推动。从国家层面看，绿电直连政策重点在于“以荷定源”，遵循系统友好和合理承担相关费用的原则，对项目余电上网和如何参与电力市场提出了具体要求。

　　从省级层面看，各地政策在负荷、直连线路和源荷距离等方面的规定也有区别。例如，云南重点支持绿色铝、硅光伏、新能源电池等新建项目；河北优先支持算力、钢铁、水泥等行业企业；江苏明确由电网企业统一规划建设连接电池企业和绿电电源的绿电专线；内蒙古的工业园区绿色供电项目接入线路可以由电网企业建设，也可由新能源投资主体建设，再适时由电网企业依法依规回购；河南对源荷距离要求是在20公里范围内；青海绿电直连实施方案则没有距离限制。

　　费用分担难题有待化解

　　业内普遍认为，绿电直连将成为能源供应的重要模式之一，随着跨省直连试点推进、输配电价政策统一、绿证体系完善，绿电直连的用户将从化工、数据中心等高载能领域，快速渗透至更广泛的工商业用户，进而重塑能源消费格局。

　　不过，绿电直连项目仍面临投资成本、电价空间、交易风险等挑战。“绿电直连项目运行的核心是要保障直连的稳定性，当然也面临挑战，比如项目电源若不经由电网传输则需配备足够储能，绿电直连项目中的费用具体划分及征收机制的落地实践也需要时间考验。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对记者表示。

　　国家电投经研院战情所所长裴善鹏也表示，在实际落地的过程中，虽然已明确了绿电直连项目“点对点”的形式，存量增量项目都可以参与，运行现货市场的地区可以反送电等，但依然面临着专线建设主体、电价定价方式、集中式或分布式适用范围等尚不明确的困境，需要地方能源主管部门出台相应的细则给予指导。此外，项目在实际落地过程中，还会遇到专线难建、风光资源与负荷难匹配和系统调节能力不足等问题，如在东部地区10公里以上的专线很难有空间建设。

　　裴善鹏提出了两种绿电直连项目的电价定价方式：一是全额缴纳输配电价、基金及附加等费用，二是在调节资源丰富（如水电多）和新能源资源丰富（如西北）的地区借鉴自备电厂的做法。他认为，在风光资源丰富的地区开展绿电直连项目的经济压力较小，另外，柔性负荷的产业对于配储的需求低，可以根据风光出力特性安排生产活动，有利于提升项目的整体经济性。

　　自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉也关注到绿电直连项目可持续性问题。他表示，能源属重资产，投资的回收期比较长，更看重对用户用电负荷的稳定性和可持续性。“地方政策需进一步明确电源项目转为其他用途或市场化并网消纳条件，确保电源投资资产可持续运行和合理回报。”

　　除了“点对点”的大项目，东部地区很多出口外向型的中小企业也对绿电有刚性需求，但分别做绿电直连项目难度很大。对此，已有一些地方实践。例如，江苏某园区自身配备了配电系统，把园区内每个企业的关口计量表上移到园区层面，园区作为用户向供电公司购买绿电，再配电给园区内的企业。

　　“总体来看，绿电直连的发展前景非常广阔，但具体的发展路径有待观察，未来需要政策的有力支持。”林伯强说。