"政策明确了绿电直连的合理与合法性，有利于新能源消纳和满足欧盟碳关税的相关要求，这是基于650 号文的重大突破。" 在日前召开的绿电直连与地方行动研讨会上，国网能源研究院有限公司研究员田士君在解读《关于完善 价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（下称"1192号文"）时表示。 "新价格机制比先前友好很多。线损只针对下网电量部分收取，自发自用部分不交系统运行费，交叉补 贴包含在输配电价中也不用交。"中国能源研究会配售电研究中心副主任吴俊宏认为，1192号文通过减 少系统运行、线损等费用，为新能源投资方谋得合理的价差空间。 落地难点 虽然前景广阔，但绿电直连在操作层面缺乏明确路径，导致相关文件出台后市场暂未出现"一石激起千 层浪"的反应。 首先是投资与规划的矛盾。北京计科能源新技术有限公司研究主管车阳表示，绿电直连项目要专线建 设，把电网排除在投资主体外，意味着电源与负荷企业得承担巨大的资金压力，还要面对线路走廊设 计、国土规划审批等问题。更重要的是供需双方生命周期错配或将影响项目投资收益。 今年5月，国家发改委等部门发布650号文（即《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》），鼓励 民营企业等经营主体投资绿 ...

2024年年底，中央经济工作会议要求"建立一批零碳园区"，目前第一批国家级零碳园区申报刚刚结束。 顾顺清表示，在零碳园区的核心构成中，储能与新能源缺一不可，其中储能应成为主导产业，"如果没 有储能，新能源发电就没办法长久利用"。 谈及零碳园区内储能产业的发展，顾顺清表示，必然要经历成本从高到低的演进过程，随着新技术的应 用范围越来越广，储能为新能源的开发和利用提供了良好条件。与此同时，储能产业的商业模式也需增 强自身造血功能，未来随着成本下降和场景丰富，政府补贴将逐步取消。 9月18日，在"2025世界储能大会"期间，中国开发区协会零碳园区专委会常务副主任兼秘书长顾顺清在 接受包括《每日经济新闻》在内的媒体记者采访时表示，零碳园区的发展需要依托新技术应用、建设包 括储能在内的完整产业链、应用场景闭环三大要素。 据介绍，零碳园区是通过园区规划、建设和运营，系统推进"碳中和"发展，综合利用节能减排、固碳、 碳汇、碳交易等手段，形成一个生产、生态、生活深度融合的新型园区。 针对"建设零碳园区是否影响招商引资"的疑问，顾顺清明确表示并无负面影响，反而能带来多重利好。 一方面是零碳园区建设对地方能源结构转型、招商引资和 ...

绿电直连项目启动与政策支持 - 中国石油塔里木油田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，装机容量130万千瓦 [2][3] - 项目每年可生产21亿千瓦时绿电直供园区企业，降低光伏电站限电率40%，带动用电企业降低综合能耗36.7% [3] - 绿电消纳占比从零提升至60.4%，使独山子石化乙烯项目符合欧盟碳边境调节机制准入标准 [3] 多地项目推进与试点实施 - 青海中国联通三江源示范园年底投产后将形成超20000P算力规模，采用"风光储充+算力中心"协同管理模式 [4] - 新疆、青海、江苏、云南等多地已发布绿电直连实施方案，内蒙古、河北、河南等地政策在负荷要求和源荷距离上存在差异 [2][6] - 江苏园区通过配电系统集中采购绿电再分配，解决中小企业直连难题 [9] 政策背景与发展动力 - 国家发改委与能源局5月联合发布通知鼓励绿电直连投资，疏通新能源消纳堵点 [2][5] - 政策允许盘活未并网新能源项目，要求高耗能企业压减燃煤出力并增加直连绿电 [5] - 政策严格限制自发自用比例和反送电，要求配置储能或挖掘负荷灵活性 [5] 技术模式与行业影响 - "以荷定源"成为国家层面政策核心原则，要求系统友好和合理承担费用 [6] - 储能配置成为提升自发自用比例的关键选择，促进风光配储和工商业储能发展 [5] - 高耗能行业、数据中心和出口外向型企业成为绿电直连重点应用场景 [4][5] 面临挑战与解决方案 - 专线建设主体、电价定价方式和适用范围等细则尚不明确，需地方能源主管部门指导 [8] - 东部地区专线建设空间有限，风光资源与负荷匹配存在困难 [8] - 电价定价可采用全额缴纳输配电价或借鉴自备电厂模式，柔性负荷产业配储需求较低 [8]

新能源发电就地消纳和直供电试点 - 支持广西钦州和甘肃酒泉采用绿电直连等新模式提升新能源就地消纳水平[1][8] - 推动新能源与产业集成发展 通过绿电直连 智能微电网和源网荷储一体化等模式促进就地消纳[10] - 国家发展改革委将研究完善新能源就近消纳价格机制以更好推动新能源就地就近消纳[1][8] 电力系统调节能力建设 - 印发《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025-2027年）》加强火电 抽水蓄能 新型储能 水电和负荷侧等调节资源建设[2][9] - 通过超长期特别国债对符合条件的新型储能改造等调节能力项目给予资金支持[2][9] - 加快建设全国统一电力市场体系 完善市场规则 推动调节资源通过参与电力市场获取收益[2][9] 储能价格机制与新模式 - 2021年7月完善分时电价机制 指导各地科学划分峰谷时段并扩大峰谷电价价差[3][11] - 2025年1月推动新能源上网电量全部进入电力市场 实现价格由市场交易形成[3][11] - 支持采用共享储能模式 推进共享储能与新能源联合运行以提升电力系统调节能力[4][11] 民营企业发展支持 - 2025年4月明确支持民营企业投资新型储能等能源新技术新业态新模式[12] - 探索拓宽融资渠道 支持能源领域民营企业发行上市 再融资 并购重组和债券融资[12] - 鼓励金融机构开发更多符合能源领域民营企业特点的专项信贷产品[12]

能源消费与增长 - "十四五"前四年能源消费增量达到"十三五"五年增量的1.5倍 [1] - 预计五年新增用电量将超过欧盟年度用电量 [1] - 过去四年新增发电装机84%为非化石能源装机 [4] - 非化石能源发电量2024年达2020年的1.5倍 [4] 新型能源体系建设 - 虚拟电厂总规模超3500万千瓦 相当于1.5个三峡电站装机容量 [1][3] - 新型储能装机总规模约9500万千瓦 较"十三五"末增长约30倍 [3] - 新型储能装机规模占全球总装机比重超40% [3] - 全国统一电力市场体系基本建成 含7个地区电力现货市场及省间市场 [2] 能源结构优化 - 非化石能源发电装机达22.3亿千瓦 占总装机容量60.8% [4] - 终端用能中电能比重达30% 明显高于世界平均水平 [5] - 2023年非化石能源消费比重达19.8% 2024年预计超额完成20%目标 [4] - 煤电机组超低排放改造完成率达95% [5] 技术创新与产业生态 - 煤矿智能化产能占比超55% [5] - 2024年煤矸石综合利用率较2020年提高3.1个百分点 [5] - 2024年二氧化碳驱油技术实现注入量300万吨 [5] - 绿电直连政策推动智能微电网、源网荷储一体化等新模式发展 [3] 市场化改革进展 - 发电侧煤电与新能源全面进入市场 用户侧除居民农业外完全市场化定价 [2] - 中长期和辅助服务市场交易实现全覆盖 [2] - 南方区域电力市场实现连续运行 建成全球最大"电力超市" [2] - 跨电网经营区交易机制初步建立 [2]

政策框架与战略意义 - 国家首次明确绿电直连规则框架 推动新能源就近消纳与低碳转型 [1][2] - 政策旨在解决新能源消纳难题 应对国际碳壁垒挑战 加速实现双碳目标 [2] - 绿电直连可实现电量物理溯源 满足企业绿色用能需求并降低用电成本 [2][4] 行业影响与模式变革 - 推动新能源应用模式从集中开发转向集中式与分布式消纳并举 [4] - 创造去中介化市场交易新机制 突破传统电力交易模式与电网利益壁垒 [4] - 催生"产用一体"能源用户和综合能源服务商两类新型经营主体 [4] - 助力形成全国统一且区域灵活适配的电力市场格局 [5] 电价机制与价值体现 - 传统电价仅反映发电成本 清洁能源环境价值被低估 [4] - 直连模式允许企业为降碳收益支付溢价 形成反映环境价值的电价机制 [4] 地方实践与推广挑战 - 江苏 云南 青海等省份已出台推动方案 云南通过6条路径推动绿电就地转化 [6] - 青海规定上网电量占比上限一般不超过20% 强化源荷适配 [6] - 需克服技术经济体制等多维障碍 投资回报机制不健全影响主体积极性 [6] - 余电交易存在操作障碍 需发展"直连+储能+需求响应"复合型项目 [6] 电网协同与系统安全 - 需协调电网企业收益受损问题 直连模式导致其售电量减少 [7] - 需合理分摊备用电源等电网服务成本 否则削弱直连价格优势 [7] - 可借鉴欧盟要求直连用户保持大电网备用连接的做法 平衡灵活性与安全性 [7]

绿电直连政策框架 - 国家首次从层面明确绿电直连模式规则框架 推动新能源就近消纳与低碳转型 [1] - 绿电直连需技术突破、制度创新、利益重构协同推进 未来或成主流能源模式 [1] - 政策旨在解决新能源消纳难题 应对国际碳壁垒 加速实现双碳目标 [2] 绿电直连模式定义与价值 - 绿电直连指新能源通过直连线路向单一用户供电 实现电量物理溯源 [2] - 模式可挖掘就近消纳需求 拓展新能源应用场景 提升资源利用效率 [2] - 满足企业绿色转型需求 降低用电成本 尤其利好外向型企业应对碳关税 [2][3] 行业结构性变革 - 改变新能源应用模式 从集中开发转向集中式与分布式消纳并举 [4] - 电网角色重塑为选择性服务商 发电企业与用户可自主选择直连模式 [4] - 催生"产用一体"能源用户和综合能源服务商两类新型经营主体 [5] 市场机制创新 - 突破传统电力交易模式 创建去中介化交易机制 破解电网利益壁垒 [4] - 形成反映环境价值的电价机制 企业可为降碳收益支付溢价 [4] - 政策鼓励地方差异化探索 助力形成全国统一且灵活适配的市场格局 [5] 地方实践与挑战 - 江苏、云南、青海等省已出台实施方案 云南提出6条路径推动绿电就地转化 [6] - 青海规定上网电量占比上限不超20% 需强化源荷适配 [6] - 面临技术、经济、体制多维障碍 商业模式可持续性待突破 [6] 电网协同与安全 - 需协调电网企业收益受损问题 直连模式减少其售电量 [7] - 成本分摊矛盾待解 需合理分摊备用电源等电网服务成本 [7] - 可借鉴欧盟经验 保持与大电网备用连接以平衡灵活性与安全性 [7]

项目概况 - 塔里木油田在塔克拉玛干沙漠北缘建成上库高新区低碳转型130万千瓦光伏项目 探索绿电直连模式 [1] - 项目配套超大型储能系统 占地面积达3.5万亩 有效破解光伏发电波动性难题 [3] - 项目自2024年1月并网发电以来 累计生产绿电突破2亿千瓦时 [3] 技术模式 - 绿电直连指新能源发电不接入公共电网 通过专用线路直接向单一用户供电 [3] - 项目通过直连线路向独山子石化公司乙烯项目直供绿电 促进新能源就近消纳 [3] - 全面落地后每年可提供21亿千瓦时绿电 直供园区企业使用 [3] 政策环境 - 2024年5月国家发布通知 鼓励各类经营主体投资绿电直连项目 [5] - 江苏 云南 青海三省已发布绿电直连实施方案 [5] - 该模式有利于加大新能源消纳力度 推进企业绿色低碳转型 [5] 行业意义 - 项目将成为西北地区首个百万千瓦级绿电直连项目 [1][3] - 绿电直连模式可提升市场主体社会形象和竞争力 推进产业高质量发展 [5] - 项目由国家电网 独山子石化等企业联合探索实施 [3]

绿电直连分类与现状 - 绿电直连分为并网型和离网型两类 目前大部分项目为并网型 因新能源需通过上网收益保证基本收益 [1][4] - 国家发改委与能源局发布650号文 明确绿电直连以提升新能源就地消纳为目标 云南 山西 江苏已出台管理细则 [4] 绿电直连技术方案与成本 - 光伏电站新增变电站 升压站 汇流站 高压线路等设备 电压等级涵盖35kV和110kV [2][3] - 建设成本包括输电线路(每公里100万元)和升压/降压站(每兆瓦100万元) 低压电缆每米超1000元 中压电缆600-700元/米 [7][8] - 大同经开区绿电园区案例：总投资28亿元 含322MW光伏 200MW风电 50MW储能 38公里输电线路 220kV变电站 新能源电力占比50% [9] 绿电直连应用场景与挑战 - 当前项目集中于高耗能国央企 因成本倒推电价高于电网 收益模式尚未形成优势 [5][9] - 正泰智维投建无锡松下园区项目 含2 98MW光伏 10kV升压站 充电系统 体现综合能源服务转型趋势 [11] 绿电直连的绿色价值 - 光伏电力碳排放因子29 92gCO2/kWh 风电15 31gCO2/kWh 远低于电网平均620 5gCO2/kWh 利于应对欧盟CBAM机制 [11][12] - 国家设定2025年钢铁 水泥 多晶硅等行业绿电消费比例 工业能源消费占全国66% 园区碳排放占31% [12] - 绿电直连可为发电企业绑定长期用户 减少远距离输电依赖 助力地方政府产业升级与招商 [13]

绿电直连模式发展 - 光伏电站新增变电站、升压站、汇流站、高压线路等电器设备以实现"绿电直连"，电压等级以35kV和110kV为主 [2] - "绿电直连"分为并网型和离网型两类，目前以并网型为主，因需通过上网收益保证基本收益 [2] - 国家发改委、能源局发布650号文规范绿电直连模式，云南、山西、江苏已出台具体管理细则 [3] - 短期可提升新能源消纳能力，长期为工业领域创造绿色价值 [4] - 欧盟CBAM机制下，绿电直连便于统计产品碳足迹（光伏29.92gCO2/kWh vs 电网620.5gCO2/kWh） [7] 建设成本分析 - 需自建增量配电网导致成本显著提升，含输电线路（100万元/公里）和升压/降压站（100万元/MW） [5] - 低压电缆成本超1000元/米，中压电缆600-700元/米，汇流站可降低线路成本 [5] - 大同经开区项目总投资28亿元，含38公里线路+汇流站+220kV变电站，新能源电力占比50% [6] - 当前电力输配费用高于电网，主要客户为高耗能央国企（可摊薄长期成本） [6] 行业政策与前景 - 2025年将钢铁、水泥、多晶硅等行业纳入绿色电力消费比例要求 [8] - 工业领域占全国能源消费66%、碳排放31%，绿电直连可绑定长期大用户并减少远距离输电依赖 [8] - 头部企业如正泰智维已布局综合能源项目（如无锡2.98MW光伏+10kV升压站） [7] - 地方政府视其为产业升级抓手，国家拟差异化设定绿电消纳要求 [8]