中國儲能網(wǎng)訊：2025年12月8日，《四川省有序推動綠電直連發(fā)展實施細則（征求意見稿）》發(fā)布。在《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于有序推動綠電直連發(fā)展有關(guān)事項的通知》（發(fā)改能源〔2025〕650號，以下簡稱“650號文”）出臺后，國內(nèi)已有11個省區(qū)發(fā)布地方性綠電直連政策。
發(fā)展新能源消納新模式是“十五五”時期的重點工作。在650號文和《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于完善價格機制促進新能源發(fā)電就近消納的通知》（發(fā)改價格〔2025〕1192號）印發(fā)后，業(yè)界普遍看好綠電直連在促消納、降成本、帶動產(chǎn)業(yè)發(fā)展等方面的作用。
多地提出支持傳統(tǒng)高耗能行業(yè)、數(shù)據(jù)中心、風光新能源等重點用能行業(yè)建設(shè)綠電直連項目。此前，數(shù)據(jù)中心行業(yè)已積極探索源網(wǎng)荷儲一體化等新能源就近消納模式。業(yè)內(nèi)人士對《南方能源觀察》（以下簡稱“eo”）表示，在新規(guī)下，布局在西北部地區(qū)的數(shù)據(jù)中心有望加快建設(shè)綠電直連項目，通過物理專線直連實現(xiàn)真正意義上的綠電直供。
業(yè)內(nèi)人士也提醒，綠電直連不一定能降低用能成本。用戶要理性投資，在項目前期進行精細的成本測算。地方政府要統(tǒng)籌規(guī)劃項目，避免企業(yè)盲目開發(fā)導致新能源、輸電線路等資源浪費，并通過嚴格項目準入，讓綠電直連項目真正實現(xiàn)用戶利益和電力系統(tǒng)整體效益最大化。
哪個省區(qū)最鼓勵？
650號文印發(fā)以來，云南、山東、內(nèi)蒙古等11個省區(qū)發(fā)布了地方性綠電直連正式文件或征求意見稿。在650號文的基礎(chǔ)上，多地在綠電直連的項目類型、建設(shè)管理等方面做了具體設(shè)計。
內(nèi)蒙古對綠電直連的支持力度較大。在遵循650號文項目建設(shè)要求的基礎(chǔ)上，內(nèi)蒙古、浙江、河北、云南提出了支持發(fā)展綠電直連的具體行業(yè)類型，集中在傳統(tǒng)高耗能、數(shù)據(jù)中心、新能源、生物醫(yī)藥等對綠電有較大消費需求的重點用能行業(yè)。其中，內(nèi)蒙古結(jié)合自身新能源資源和產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃，設(shè)置了氫基綠色燃料和國家級零碳園區(qū)綠電直連項目類型，且鼓勵負荷企業(yè)廣泛參與，提出存量、新增負荷項目均可建設(shè)重點用能行業(yè)和國家級零碳園區(qū)綠電直連項目。
內(nèi)蒙古還對氫基綠色燃料綠電直連項目“開綠燈”，提出并網(wǎng)型氫基綠色燃料綠電直連項目上網(wǎng)電量占總發(fā)電量的比例，2025—2027年不超過40%、2028年及之后不超過20%，而其余項目類型的新能源發(fā)電量全部自發(fā)自用、不允許向公共電網(wǎng)反送。氫基綠色燃料綠電直連項目實行預(yù)審批復制度，在預(yù)審意見兩年有效期內(nèi)可開工建設(shè)，而其他類型項目實行流程更復雜、時長更長的備案制度。
在項目建設(shè)方面，多地要求綠電直連項目的電源、負荷應(yīng)在同一個地市、區(qū)縣等行政區(qū)域內(nèi)，僅內(nèi)蒙古明確支持新能源開發(fā)資源不足的盟市（省區(qū)）可突破地域限制，依據(jù)發(fā)展需要謀劃建設(shè)綠電直連跨盟市（省區(qū)）合作項目。
為便于項目管理，多地提出項目電源、負荷、直連線路要統(tǒng)一規(guī)劃、同步投產(chǎn)，山東進一步提出電源不得早于新增負荷和儲能設(shè)施投產(chǎn)，且每期每批電源、儲能裝機規(guī)模及投產(chǎn)時序要與負荷相匹配。
在項目管理方面，內(nèi)蒙古、浙江、寧夏提出，綠電直連項目的新能源利用率不納入全?。▍^(qū)）統(tǒng)計，山東則提出項目新能源利用率應(yīng)不低于同期全省公網(wǎng)新能源利用率。對退出運營綠電直連項目電源的“歸宿”，遼寧、浙江、湖北、山東、河北、云南允許配套電源在滿足一定條件下可轉(zhuǎn)為普通新能源項目或并入大電網(wǎng)消納，保障項目穩(wěn)定運行和投資主體的收益。其中，浙江允許直連電源作為增量項目參與機制電價競價，山東則明確規(guī)定轉(zhuǎn)為全量入市的電源項目不納入機制電價的執(zhí)行范圍。四川提出解列后的直供新能源原則上不接入公共電網(wǎng)。
哪個行業(yè)最積極？
2025年11月，云南、青海先后公示了首批綠電直連項目，均包含智算中心項目。青海智算項目以負荷側(cè)和發(fā)電側(cè)為聯(lián)合實施主體，規(guī)劃13.5萬千瓦光伏項目，云南則以負荷側(cè)為主體，規(guī)劃建設(shè)12萬千瓦集中式光伏項目，并自建1回110千伏直連線路。
上述動態(tài)體現(xiàn)了數(shù)據(jù)中心對發(fā)展綠電直連的積極態(tài)度。實際上，自“東數(shù)西算”工程實施以來，數(shù)據(jù)中心在電算協(xié)同、新能源就近消納等方面展開了積極探索。2025年7月，全國首個數(shù)據(jù)中心綠電直連源網(wǎng)荷儲一體化項目在內(nèi)蒙古投產(chǎn)，裝機規(guī)模30萬千瓦的新能源場站為跨區(qū)域的算力基地直接供電。全國首個綠電聚合直供數(shù)據(jù)中心項目正在甘肅加速推進，總規(guī)劃200萬千瓦的新能源裝機將直供慶陽“東數(shù)西算”產(chǎn)業(yè)園區(qū)數(shù)據(jù)中心。
國網(wǎng)冀北電力有限公司高級專家岳昊表示，除了內(nèi)蒙古和甘肅，山西、寧夏、河北等地已經(jīng)建設(shè)的綠電直連項目，大多采用“虛擬直供”的方式?！靶履茉春蛿?shù)據(jù)中心就近接入大電網(wǎng)后，發(fā)電企業(yè)和數(shù)據(jù)中心進行綠電雙邊交易，沒有采用物理專線直連?！?/span>
電力成本占數(shù)據(jù)中心運營總成本的六成以上，降低用能成本成為各地建設(shè)綠電直連項目的重要驅(qū)動力。eo了解到，已建成的數(shù)據(jù)中心綠電直連項目，用戶度電成本能達到0.36元。新規(guī)執(zhí)行后，數(shù)據(jù)中心企業(yè)在綠電直連項目中的參與度將更高，投資測算模型也將發(fā)生變化。
650號文要求，綠電直連項目原則上由負荷作為主責單位，項目電源可由負荷、發(fā)電企業(yè)或雙方成立的合資公司投資，直連專線原則上應(yīng)由負荷、電源主體投資。岳昊表示，數(shù)據(jù)中心企業(yè)選擇是否投建綠電直連項目，成本是首要考慮因素?！捌髽I(yè)需要考慮新能源投資、土地征用、輸電線路建設(shè)、網(wǎng)絡(luò)安全維護、發(fā)電能力測算等成本，再結(jié)合企業(yè)更側(cè)重降低碳排放還是降本的實際需要，綜合考慮用能方式的選擇?！?/span>
有數(shù)據(jù)中心從業(yè)者反饋，此前數(shù)據(jù)中心項目大多只需要預(yù)測用電負荷情況，在投建新能源并參與電力市場后，需要具備新能源發(fā)電預(yù)測能力，預(yù)測難度更大且會推高項目成本，新能源的波動性成為企業(yè)的新挑戰(zhàn)。
發(fā)展算力產(chǎn)業(yè)、推動電算協(xié)同已成為甘肅、內(nèi)蒙古、寧夏等全國一體化算力網(wǎng)絡(luò)國家樞紐節(jié)點的重要發(fā)展戰(zhàn)略。業(yè)內(nèi)人士普遍認為，數(shù)據(jù)中心行業(yè)將在綠電直連建設(shè)上先行先試?！霸?50號文出臺前，內(nèi)蒙古已出臺多份源網(wǎng)荷儲一體化相關(guān)文件，并在項目建設(shè)上走在前面，而地方政策的規(guī)范將進一步加大項目推進的力度。甘肅、蒙西電力現(xiàn)貨市場已轉(zhuǎn)入正式運行，數(shù)據(jù)中心通過配套新能源參與市場可能會提高整體項目收益，數(shù)據(jù)中心行業(yè)發(fā)展綠電直連有較好的前景?！痹狸槐硎?。
“有必要加強技術(shù)認定”
2025年11月25日，甘肅省工業(yè)和信息化廳發(fā)布《甘肅電力現(xiàn)貨市場規(guī)則（V3.2）》（征求意見稿），更新了綠電直連參與市場的規(guī)則。征求意見稿提出，綠電直連項目“報量報價”參與日前和實時現(xiàn)貨市場。在參與日前現(xiàn)貨市場時，申報運行日96點短期新能源預(yù)測曲線和短期用電負荷計劃曲線，疊加后確定上網(wǎng)能力及下網(wǎng)需求。存在上網(wǎng)能力時，參照集中式新能源參與日前現(xiàn)貨市場，存在下網(wǎng)需求時，參照用戶參與日前現(xiàn)貨市場。
由于各地電力市場建設(shè)進度和新型經(jīng)營主體發(fā)展情況不一，此前，國家層面未出臺綠電直連的價格和市場機制，為各地提供創(chuàng)新探索空間的同時，也一定程度上造成項目推進緩慢。650號文明確了綠電直連的交易與價格機制，提出并網(wǎng)型綠電直連項目享有平等的市場地位，原則上應(yīng)作為整體參與電力市場交易，以及項目須按規(guī)定繳納輸配電費、系統(tǒng)運行費用、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用。
2025年9月，《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于完善價格機制促進新能源發(fā)電就近消納的通知》（發(fā)改價格〔2025〕1192號）印發(fā)，進一步明確綠電直連等就近消納項目公平承擔穩(wěn)定供應(yīng)保障費用的規(guī)則，包括按容（需）量繳納輸配電費，下網(wǎng)電量不再繳納系統(tǒng)備用費、輸配環(huán)節(jié)的電量電費；使用公共電網(wǎng)時暫按下網(wǎng)電量繳納系統(tǒng)運行費；暫免繳納自發(fā)自用電量的政策性交叉補貼新增損益。
“大規(guī)模資源配置能更好地優(yōu)化電力系統(tǒng)成本，但特定場景下新能源就近消納的效率更高。發(fā)展綠電直連的出發(fā)點，是為了提高電力系統(tǒng)的整體效率，滿足用戶差異化的綠電需求?！眹W(wǎng)能源研究院有限公司高級研究員、正高級工程師劉思佳表示，現(xiàn)階段，政策對綠電直連項目費用繳納提供一定的支持，目的是激勵技術(shù)和模式發(fā)展，但要警惕企業(yè)以綠電直連的名義“搭便車”。
“綠電直連項目享受的價格優(yōu)惠和市場收益要和為電力系統(tǒng)提供的價值相匹配。如果項目利用政策紅利實現(xiàn)自身成本降低，但實際上增加了大電網(wǎng)的安全運行成本和電力系統(tǒng)的整體負擔，那么項目是不可持續(xù)的，有必要加強對綠電直連項目的技術(shù)認定。”劉思佳建議，地方政府在評估項目可行性時，可以授權(quán)有技術(shù)能力、有公信力、客觀中立的機構(gòu)，研判項目是否真正達到綠電直連的技術(shù)模式，以及對電力系統(tǒng)的整體效率提升情況。
綠電直連等新型發(fā)用電形態(tài)的出現(xiàn)，也將對電力規(guī)劃工作提出新的要求。有業(yè)內(nèi)人士分析，綠電直連模式的推廣，將帶動產(chǎn)業(yè)向西北部地區(qū)轉(zhuǎn)移，以及企業(yè)內(nèi)部發(fā)用電形成相對閉環(huán)，將在空間和時間上改變現(xiàn)有的電力供需情況。岳昊表示：“用電量預(yù)測是開展電力規(guī)劃的一個重要前提。后續(xù)在開展電力規(guī)劃時，要把綠電直連等新業(yè)態(tài)對用電量的影響考慮進去，進而指導電網(wǎng)工程規(guī)劃?！?/span>
他也提到，地方政府要統(tǒng)籌規(guī)劃，避免項目盲目開發(fā)。“新能源碎片化開發(fā)將降低資源的利用效率，且直連線路可能會和公用電網(wǎng)線路交叉，造成公共基礎(chǔ)設(shè)施浪費?！?/span>
從業(yè)人員認為，在價格與市場機制明確后，綠電直連項目建設(shè)有望加速推進，特別是內(nèi)蒙古、甘肅、寧夏等新能源條件較好、有項目建設(shè)基礎(chǔ)的省區(qū)，以及廣東、浙江、江蘇等的出口外向型企業(yè)集中的東部省份，但也普遍提醒要理性投資。
有觀點認為，發(fā)展綠電直連的核心目的是滿足出口外向型企業(yè)綠電供應(yīng)物理溯源的要求，應(yīng)理性看待其促消納、降成本的作用。電價從業(yè)人員南方電網(wǎng)云南電網(wǎng)有限責任公司計劃與財務(wù)部楊林鑫表示，發(fā)展綠電直連不一定能降低企業(yè)的用電成本?！耙环矫妫紤]新能源、儲能、內(nèi)部輸電線路等成本，另一方面，要考慮項目自身的負荷率和向公用電網(wǎng)報裝的并網(wǎng)容量，這和項目須承擔的用電成本密切相關(guān)，也是影響項目經(jīng)濟性的重要因素?！彼ㄗh，在項目申報前期，企業(yè)要進行精細的經(jīng)濟性測算，深入測算投資建設(shè)綠電直連項目的源網(wǎng)荷儲成本疊加各項需支付的費用，做出最優(yōu)的用能方式選擇。
