證券時報記者 劉燦邦

“綠電直連”將為新能源消納打開重要空間。

中國石油已投產運營的最大整裝光伏項目——塔里木油田上庫高新區低碳轉型130萬千瓦光伏項目（下稱“上庫項目”），即將作為西北首個百萬千瓦級綠電直連項目啟動。與此同時，位于內蒙古烏蘭察布、青海西寧的多個數據中心或算力中心也實現了綠電直供。

今年5月，國家發改委與國家能源局聯合發布《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》，鼓勵各類經營主體投資綠電直連項目，為新能源并網消納提供便利。除國家層面政策以外，江蘇、云南、青海等多地發布了綠電直連相關實施方案。

業內人士認為，綠電直連將成為未來能源供應的重要模式之一，重塑能源消費格局。不過，綠電直連項目落地過程中仍面臨挑戰，如項目中的費用具體劃分及征收機制亟待明確，中小企業通過直連滿足綠電剛需的難度較大等，綠電直連發展需要更有力的政策支持。

標志性項目啟動在即

日前，記者從中國石油了解到，塔里木油田已聯合國家電網、獨山子石化等企業，探索通過直連線路，由上庫項目向附近的獨山子石化公司塔里木120萬噸/年二期乙烯項目直供綠電。

塔里木油田人士介紹，上庫項目綠電直連全面落地后，將成為我國西北地區首個百萬千瓦級綠電直連項目，每年可生產21億千瓦時的綠電直供園區企業，不僅能降低40%光伏電站限電率，還可帶動用電企業降低綜合能耗36.7%，推動綠色電力消納占比由零提升至60.4%，使獨山子石化乙烯項目成為高比例綠電驅動的低碳乙烯生產基地，下游工業成品也將完全符合歐盟碳邊境調節機制準入標準。

“經過前期方案論證，上庫項目在源荷匹配、電力線路、儲能規模、生產運營等各方面均具備綠電直連條件。”塔里木油田方面表示，新疆維吾爾自治區鼓勵有條件的企業和地方開展綠電直連試點，有望在近期發布綠電直連實施方案，待方案出臺后，便可加快推進。

在青海，綠電直連項目也在加緊推進。今年年底即將投產的中國聯通三江源綠電智算融合示范園，位于西寧經濟技術開發區，已成為全國超大規模、彈性適配、算電協同的綠色發展智算標桿園區。據了解，示范園二期工程預計2025年10月投產，三期已于3月投產，四期投資已獲批。年底全面投產后，將形成超20000P的強大算力規模。

“‘風光儲充+算力中心’協同調度管理模式是示范園的核心亮點。”中國聯通方面人士介紹，今年4月，中國聯通與天合光能三江源綠電智算融合示范微電網項目實現全容量并網，成為青海省內首個實現綠電全鏈直供的算力微電網標桿。

在中國光伏行業協會名譽理事長王勃華看來，高耗能行業、數據中心、出口外向型企業等綠電需求集中場景，可以通過配套新能源項目或替代存量自備電廠，推動光伏等綠電直接供應，拓展工業生產、數字基建等應用場景。

疏通新能源消納堵點

綠電直連政策出臺的背景之一，是國內新能源利用率繼續下降，供需不平衡加劇。

此外，過去企業采購綠電需通過電網統購統銷，中間環節多、成本高。綠電直連相當于為企業開通“綠電專線”，既降低用能成本，又能精準核算碳減排量。

中國宏觀經濟研究院能源研究所可再生能源發展中心副主任陶冶認為，對于因各種原因電源本體工程建好后但未能并網的新能源項目，上述政策提供了盤活資源、直連發電的機會。對于已建燃煤自備電廠的高耗能企業，若欲實現綠色低碳轉型，則需足額繳納可再生能源發展基金，壓減燃煤出力、增加直連綠電，落實其自備電廠的清潔能源替代。

對于綠電直連項目，儲能配置將成為項目提升自發自用比例、滿足考核要求的重要選擇之一。陶冶認為，未來光伏組件、風電整機廠商或將主動聯合儲能電池企業，為高耗能出口型企業提供一站式服務。

王勃華也談到，綠電直連政策對項目的自發自用比例、上網電量比例、反送電等均有嚴格限制，且要求通過配置儲能或挖掘負荷靈活性提升調節能力，有望促進風光配儲、工商業儲能等業態的發展。

記者注意到，當前，已有江蘇、云南、青海等多地發布了關于綠電直連的實施方案，其他省份也正加快推動。從國家層面看，綠電直連政策重點在于“以荷定源”，遵循系統友好和合理承擔相關費用的原則，對項目余電上網和如何參與電力市場提出了具體要求。

從省級層面看，各地政策在負荷、直連線路和源荷距離等方面的規定也有區別。例如，云南重點支持綠色鋁、硅光伏、新能源電池等新建項目；河北優先支持算力、鋼鐵、水泥等行業企業；江蘇明確由電網企業統一規劃建設連接電池企業和綠電電源的綠電專線；內蒙古的工業園區綠色供電項目接入線路可以由電網企業建設，也可由新能源投資主體建設，再適時由電網企業依法依規回購；河南對源荷距離要求是在20公里范圍內；青海綠電直連實施方案則沒有距離限制。

費用分擔難題有待化解

業內普遍認為，綠電直連將成為能源供應的重要模式之一，隨著跨省直連試點推進、輸配電價政策統一、綠證體系完善，綠電直連的用戶將從化工、數據中心等高載能領域，快速滲透至更廣泛的工商業用戶，進而重塑能源消費格局。

不過，綠電直連項目仍面臨投資成本、電價空間、交易風險等挑戰。“綠電直連項目運行的核心是要保障直連的穩定性，當然也面臨挑戰，比如項目電源若不經由電網傳輸則需配備足夠儲能，綠電直連項目中的費用具體劃分及征收機制的落地實踐也需要時間考驗。”廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強對記者表示。

國家電投經研院戰情所所長裴善鵬也表示，在實際落地的過程中，雖然已明確了綠電直連項目“點對點”的形式，存量增量項目都可以參與，運行現貨市場的地區可以反送電等，但依然面臨著專線建設主體、電價定價方式、集中式或分布式適用范圍等尚不明確的困境，需要地方能源主管部門出臺相應的細則給予指導。此外，項目在實際落地過程中，還會遇到專線難建、風光資源與負荷難匹配和系統調節能力不足等問題，如在東部地區10公里以上的專線很難有空間建設。

裴善鵬提出了兩種綠電直連項目的電價定價方式：一是全額繳納輸配電價、基金及附加等費用，二是在調節資源豐富（如水電多）和新能源資源豐富（如西北）的地區借鑒自備電廠的做法。他認為，在風光資源豐富的地區開展綠電直連項目的經濟壓力較小，另外，柔性負荷的產業對于配儲的需求低，可以根據風光出力特性安排生產活動，有利于提升項目的整體經濟性。

自然資源保護協會能源轉型項目高級主管黃輝也關注到綠電直連項目可持續性問題。他表示，能源屬重資產，投資的回收期比較長，更看重對用戶用電負荷的穩定性和可持續性。“地方政策需進一步明確電源項目轉為其他用途或市場化并網消納條件，確保電源投資資產可持續運行和合理回報。”

除了“點對點”的大項目，東部地區很多出口外向型的中小企業也對綠電有剛性需求，但分別做綠電直連項目難度很大。對此，已有一些地方實踐。例如，江蘇某園區自身配備了配電系統，把園區內每個企業的關口計量表上移到園區層面，園區作為用戶向供電公司購買綠電，再配電給園區內的企業。

“總體來看，綠電直連的發展前景非常廣闊，但具體的發展路徑有待觀察，未來需要政策的有力支持。”林伯強說。