疏解绿电直连落地堵点

点对点输送绿电的新业态正加速布局。根据国家能源局公开数据，全国已有99个绿电直连项目完成审批，24个省（区、市）已印发或正在制定绿电直连配套支持政策。

绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源项目不直接接入公共电网，通过专用直连线路向电力用户供给绿电，可实现供给电量全链路清晰物理溯源的供电模式，按照负荷是否接入公共电网可分为并网型和离网型两类。

在构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统过程中，“大电源、大电网”作为主力承担绿电全国范围统筹调配功能，而绿电直连这类实现分布式新能源与负荷直接匹配的新业态，凭借差异化价值获得行业探索与政策支持，有望成为大电网模式的有益补充。多位受访专家对《瞭望》新闻周刊记者表示，绿电直连的突出价值体现在两大优势，一是推动新能源就近就地消纳，提升新能源利用效率；二是可为企业提供国际公认的绿电使用物理溯源凭证，助力出口型企业应对国际碳壁垒。

目前绿电直连已在内蒙古、青海、宁夏、新疆多地落地实践，既通过“以荷定源”模式促进新能源就近消纳、与高耗能产业协同发展，也为出口型企业提供绿电物理溯源服务。部分项目还通过构网型储能、人工智能预测调度等前沿技术，不断提升新能源消纳比例与供电自主平衡，成为促进新能源与产业协同发展的新业态。

与此同时，绿电直连项目落地仍面临投资回报率不确定性较大、安全责任风险等挑战。受访专家建议多维度疏解落地堵点，让绿电直连真正成为新能源消纳的重要补充，更好满足企业绿色用能需求。

产业精准提需求、电源配合做支撑

当前我国西北等新能源富集区域依赖“西电东送”远距离消纳路径，部分并网新能源利用率偏低，还有部分新能源项目因消纳空间不足暂时无法并网。绿电直连模式通过引导新增高耗能负荷就近配套建设新能源项目，有效提升已并网新能源利用率；同时为消纳受限的新能源项目提供就近并网渠道，构建了新能源就地消纳的新路径。

记者了解到，内蒙古、青海、宁夏等省份已落地一批绿电直连项目，点对点为算力中心、动力电池、电解铝等高载能产业提供绿色电力，支撑产业低碳转型。

受访专家告诉记者，绿电直连的优势在于“以荷定源”的发展逻辑，即产业精准提需求、电源配合做支撑，多数项目在新能源规划建设阶段就锁定了明确用电负荷，实现源荷一体规划、一体建设，从根源上避免了新能源消纳的不确定性。

以青海西宁中国联通三江源绿电智算融合示范园为例，当地正在推进并网型绿电直连项目，通过“以荷定源”原则匹配装机规模与电源类型，让绿电从规划环节就明确消纳去向。“项目最大用电负荷为70MW，目前一期已建设30MW直连光伏电源，全部供应园区内算力中心使用。由于项目位于西宁市郊区，我们优先选择了土地利用效率更高的光伏发电作为配套电源。”示范园建设指挥部负责人李建忠介绍。

记者调研发现，多地绿电直连项目通过技术创新深挖消纳潜力，依托“源网荷储一体化+智能调控中枢”技术体系，一方面精准匹配源荷供需、最大化提升新能源利用率，另一方面构建自主电力调节能力、降低对公共电网的调节依赖，提升供电独立性。

包头铝业绿电直连项目以火电机组搭配构网型储能系统共同承担调峰调频功能，其中构网型储能可自主建立电网电压与频率，能快速完成调频调压与惯量提升，解决了大型新能源项目在电网末端因短路比不足导致的发电容量受限问题；搭配智慧能源调控系统实现秒级源荷协同调度，项目新能源利用率稳定保持在96%以上，显著高于蒙西地区平均水平。“构网型储能是项目的技术亮点，让我们得以摆脱电网末端接入的容量限制。”包头铝业调度通信中心主任徐俊霞介绍。

由远景科技集团与鄂尔多斯市政府共建的鄂尔多斯零碳产业园，耦合可再生能源发电、多形态储能、不同负荷特性的工业产业，形成了一体化的电力系统，实现了对绿电的有效调节，提高了绿电在园区内的消纳比例。

远景在赤峰投运的152万吨绿色氢氨项目，是国内少数落地的离网型绿电直连项目。“绿氢氨生产属于可灵活调节的负荷类型，这是我们探索离网运行的基础前提。”远景能源副总裁、首席可持续发展官孙捷表示，离网模式下项目的电网安全与电力调节责任完全由自主电力系统承担。该项目依托“远景天机”气象大模型、“远景天枢”能源大模型及EnOS源网荷储碳一体化调控系统，覆盖发电预测、储能调度、系统稳定控制全流程：当风光出力充足时，优先保障高耗能的制氢与合成氨工序满负荷运行；当出力不足时，系统通过储能释放、生产工序柔性切换实现动态平衡，完全脱离公共电网实现独立稳定运行。

此外，受访专家表示，在当前国际通用的绿电使用认证规则体系中，绿电直连模式因能够实现绿电消费的全链路直接物理溯源，获得国际市场广泛认可，助力出口型企业应对各类碳壁垒，相关布局正在持续加速。

鄂尔多斯零碳产业园目前聚集了以远景动力为核心的新能源电池产业链、以隆基绿能为龙头的光伏产业链，园区配套的绿电直连体系为出口型企业提供了清晰的绿电溯源路径。“绿电直连能够给碳足迹敏感型企业提供可验证的绿电使用凭证，有效降低产品全生命周期碳足迹，显著提升产品在国际市场的出口竞争力。”远景能源鄂尔多斯基地副总经理王尧表示。包头铝业调度通信中心主任徐俊霞也提到：“国际碳壁垒让铝产品出口的挑战和不确定性明显增加，提前布局绿电直连，能够帮助企业在国际市场竞争中占据更有利的地位。”

双重挑战制约规模化推广

尽管绿电直连模式价值凸显，但目前项目落地仍面临“经济账”与“安全关”的双重制约，成为行业规模化推广必须突破的瓶颈。

一方面，成本高企叠加收益不确定性，经济性存在瓶颈。记者采访发现，企业投建绿电直连的动力主要来自满足绿色用能需求和降低用电成本，但多重因素导致部分项目经济性不及预期，不少企业仍处于观望状态。

绿电直连属于重资产项目，投资方除建设新能源电站外，还需配套自建输电专线、变电站、保护系统及储能设施，初始投资成本显著高于常规新能源项目，成本回收周期普遍较长。同时，项目还可能面临下游负荷波动、企业停产退出等市场风险，收益存在较大不确定性。

并网型项目输配电费成本较高，进一步摊薄收益空间。根据《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，并网型绿电直连项目需按照“谁受益、谁负担”原则承担系统成本，缴纳输配电费、系统运行费，费用标准与项目申报容量（即需要电网参与调节的最大容量）直接挂钩，申报容量越低、负荷率越高的项目缴费越少。实际运行中，部分高可靠性要求的行业申报容量普遍偏高，比如数据中心出于安全性考虑，申报容量设定标准较高，输配电费成本居高不下。

北京市鑫诺律师事务所能源领域律师展曙光长期研究能源领域法律政策问题，他表示现行输配电费计算规则以各省110千伏及以上用户平均负荷率为基准，只有绿电直连项目的变压器平均负荷率超过这一基准线，企业才有可能实现用电成本下降，“相当一部分企业暂时达不到这个要求，测算后发现收益不及预期，不敢贸然推进。”

记者调研发现，青海、新疆、四川等地部分规划中的绿电直连项目，测算后发现直连绿电成本与电网电价基本持平甚至更高，企业推进动力不足。“承担了高额投资却换不来合理收益，企业缺少积极性。”某发电企业负责人表示。

另一方面，技术模式与标准体系待完善，安全风险不容忽视。绿电直连安全运行面临多重考验：并网型项目超出电网申报容量的部分责任需自行承担，离网型项目安全责任完全由业主方负责，同时直连模式也可能对公共电网运行安全带来新的影响。

如何在近似独立的电网系统内，通过预测、调度和负荷侧协同，将波动的绿电转化为稳定可控的生产用电，行业整体仍处于探索阶段，一旦调节出现偏差将直接影响电网稳定与生产安全。目前构网型储能作为解决弱电网场景供电稳定性的重要技术，虽能自主建立电网电压和频率，但控制逻辑复杂、技术门槛高，仍处于规模化推广初期，以其助力绿电直连尚未形成可复制的成熟方案。

国网能源研究院电网发展综合研究所副所长靳晓凌告诉记者，目前并网型绿电直连项目的涉网安全技术标准“缺乏具体参数要求，实操性不足”，实际运行中存在不经安全校核并网、并网性能不达标、交叉供电、电磁环网、反送电等安全隐患。同时，公共电网普遍采用供电分区单元制规划模式，若绿电直连的电源与负荷跨供电分区，直连专线难免与公共电网线路产生交叉跨越，将增加系统整体复杂性与安全运行风险。此外，并网型项目的用电质量适用标准也未具体明确，也有可能增加相应风险。

多元施策促健康有序发展

受访专家普遍认为，绿电直连作为新型电力系统的创新业态，是传统新能源消纳方式的重要补充，需从金融支持、主体能力升级、制度规则完善三个维度协同发力，破解当前落地瓶颈，引导模式规范、可持续发展。

强化绿色金融赋能，缓解项目投资压力。针对绿电直连初始投资成本高、回报周期长的痛点，新能源消纳压力较大的地区可通过多元化绿色金融工具，降低企业投资负担。中国电力企业联合会专家委员、特约研究员徐耀强建议，一方面可设立绿电直连专项发展基金，对符合产业导向的项目给予一定比例的补贴，降低前期投入成本；另一方面鼓励金融机构推出绿电直连专项信贷产品，提供优惠贷款利率与更长还款期限，同时支持符合条件的项目发行绿色债券，吸引社会资本广泛参与，拓宽融资渠道。

推动发电企业向综合能源服务商转型，提升整体运营能力。绿电直连模式下，发电侧与负荷侧深度耦合，对项目方的技术整合、综合运营能力提出了更高要求。远景能源副总裁、首席可持续发展官孙捷表示：“落地绿电直连项目需要覆盖发电设备运维、负荷工艺适配、电力市场交易、碳核算与认证、新型能源系统建设运营等全链条能力，这不是简单的业务叠加，而是全新专业体系对组织能力的重塑，需要复合型团队支撑。以我们赤峰绿氢氨项目为例，运营团队同时具备电力系统工程、氢化工工艺、AI算法应用、国际碳认证等多元专业背景。”

受访专家表示，无论从盈利逻辑还是政策导向来看，绿电直连项目都需要通过储能配置、需求响应等手段增强源荷自平衡能力，降低对电网调节的依赖，减少系统成本支出。这要求传统新能源发电企业加快从单一发电主体向综合能源服务商转型：通过引入复合型人才、提升综合技术能力，整合新能源发电、储能调度、负荷管理等多元资源调配环节，最终实现降低接网申报容量、减少输配电费支出、提升能源利用效率、降低整体用能成本的目标。

细化输配电费计价规则，降低项目经济性门槛。针对当前并网型项目输配电费成本偏高，受访业内人士建议实施差异化、精细化的定价机制，一是对数据中心等算力基础设施的绿电直连项目给予适度输配电费减免，匹配“东数西算”战略导向，促进算电协同发展；二是优化计价基准，展曙光建议，可综合考量用户负荷率与电网实际利用率，采用“用户+电网”综合平均负荷率作为输配电费计价基准，适度降低直连项目的负荷率准入门槛；三是探索建立梯度计价机制，设置分阶段负荷率目标，引导项目逐步提升运营效率，让更多企业有动力参与绿电直连布局。

此外，受访业内人士建议政策层进一步补齐制度短板，为绿电直连规模化推广提供规则支撑。一方面拓展应用场景，在现有单用户绿电直连政策基础上，明确多用户直连规则，允许新能源通过专线向同一园区、产业集群内的多个用户直接供电，既满足多主体集中用绿电的需求，扩大新能源消纳范围，也可通过多用户负荷分散配置，对冲单一负荷退出带来的资产搁浅风险。另一方面完善安全标准体系，明确离网型绿电直连项目准入条件、并网型项目涉网技术参数与运行规范，细化用电质量适用标准，从制度层面防范交叉供电、反送电、跨区线路干扰等安全隐患，保障直连项目与公共电网双重运行安全。