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12月8日，《四川省有序推动绿电直连发展实施细则（征求意见稿）》发布。在《国家发展改革委国家能源局关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号，以下简称“650号文”）出台后，国内已有11个省区发布地方性绿电直连政策。 发展新能源消纳新模式是“十五五”时期的重点工作。在650号文和《国家发展改革委国家能源局关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）印发后，业界普遍看好绿电直连在促消纳、降成本、带动产业发展等方面的作用。 多地提出支持传统高耗能行业、数据中心、风光新能源等重点用能行业建设绿电直连项目。此前，数据中心行业已积极探索源网荷储一体化等新能源就近消纳模式。业内人士对《南方能源观察》（以下简称“eo”）表示，在新规下，布局在西北部地区的数据中心有望加快建设绿电直连项目，通过物理专线直连实现真正意义上的绿电直供。 业内人士也提醒，绿电直连不一定能降低用能成本。用户要理性投资，在项目前期进行精细的成本测算。地方政府要统筹规划项目，避免企业盲目开发导致新能源、输电线路等资源浪费，并通过严格项目准入，让绿电直连项目真正实现用户利益和电力系统整体效益最大化。 哪个省区最鼓励？ 650号文印发以来，云南、山东、内蒙古等11个省区发布了地方性绿电直连正式文件或征求意见稿。在650号文的基础上，多地在绿电直连的项目类型、建设管理等方面做了具体设计。 内蒙古对绿电直连的支持力度较大。在遵循650号文项目建设要求的基础上，内蒙古、浙江、河北、云南提出了支持发展绿电直连的具体行业类型，集中在传统高耗能、数据中心、新能源、生物医药等对绿电有较大消费需求的重点用能行业。其中，内蒙古结合自身新能源资源和产业发展规划，设置了氢基绿色燃料和国家级零碳园区绿电直连项目类型，且鼓励负荷企业广泛参与，提出存量、新增负荷项目均可建设重点用能行业和国家级零碳园区绿电直连项目。 内蒙古还对氢基绿色燃料绿电直连项目“开绿灯”，提出并网型氢基绿色燃料绿电直连项目上网电量占总发电量的比例，2025—2027年不超过40%、2028年及之后不超过20%，而其余项目类型的新能源发电量全部自发自用、不允许向公共电网反送。氢基绿色燃料绿电直连项目实行预审批复制度，在预审意见两年有效期内可开工建设，而其他类型项目实行流程更复杂、时长更长的备案制度。 在项目建设方面，多地要求绿电直连项目的电源、负荷应在同一个地市、区县等行政区域内，仅内蒙古明确支持新能源开发资源不足的盟市（省区）可突破地域限制，依据发展需要谋划建设绿电直连跨盟市（省区）合作项目。 为便于项目管理，多地提出项目电源、负荷、直连线路要统一规划、同步投产，山东进一步提出电源不得早于新增负荷和储能设施投产，且每期每批电源、储能装机规模及投产时序要与负荷相匹配。 在项目管理方面，内蒙古、浙江、宁夏提出，绿电直连项目的新能源利用率不纳入全省（区）统计，山东则提出项目新能源利用率应不低于同期全省公网新能源利用率。对退出运营绿电直连项目电源的“归宿”，辽宁、浙江、湖北、山东、河北、云南允许配套电源在满足一定条件下可转为普通新能源项目或并入大电网消纳，保障项目稳定运行和投资主体的收益。其中，浙江允许直连电源作为增量项目参与机制电价竞价，山东则明确规定转为全量入市的电源项目不纳入机制电价的执行范围。四川提出解列后的直供新能源原则上不接入公共电网。 哪个行业最积极？ 2025年11月，云南、青海先后公示了首批绿电直连项目，均包含智算中心项目。青海智算项目以负荷侧和发电侧为联合实施主体，规划13.5万千瓦光伏项目，云南则以负荷侧为主体，规划建设12万千瓦集中式光伏项目，并自建1回110千伏直连线路。 上述动态体现了数据中心对发展绿电直连的积极态度。实际上，自“东数西算”工程实施以来，数据中心在电算协同、新能源就近消纳等方面展开了积极探索。2025年7月，全国首个数据中心绿电直连源网荷储一体化项目在内蒙古投产，装机规模30万千瓦的新能源场站为跨区域的算力基地直接供电。全国首个绿电聚合直供数据中心项目正在甘肃加速推进，总规划200万千瓦的新能源装机将直供庆阳“东数西算”产业园区数据中心。 国网冀北电力有限公司高级专家岳昊表示，除了内蒙古和甘肃，山西、宁夏、河北等地已经建设的绿电直连项目，大多采用“虚拟直供”的方式。“新能源和数据中心就近接入大电网后，发电企业和数据中心进行绿电双边交易，没有采用物理专线直连。” 电力成本占数据中心运营总成本的六成以上，降低用能成本成为各地建设绿电直连项目的重要驱动力。eo了解到，已建成的数据中心绿电直连项目，用户度电成本能达到0.36元。新规执行后，数据中心企业在绿电直连项目中的参与度将更高，投资测算模型也将发生变化。 650号文要求，绿电直连项目原则上由负荷作为主责单位，项目电源可由负荷、发电企业或双方成立的合资公司投资，直连专线原则上应由负荷、电源主体投资。岳昊表示，数据中心企业选择是否投建绿电直连项目，成本是首要考虑因素。“企业需要考虑新能源投资、土地征用、输电线路建设、网络安全维护、发电能力测算等成本，再结合企业更侧重降低碳排放还是降本的实际需要，综合考虑用能方式的选择。” 有数据中心从业者反馈，此前数据中心项目大多只需要预测用电负荷情况，在投建新能源并参与电力市场后，需要具备新能源发电预测能力，预测难度更大且会推高项目成本，新能源的波动性成为企业的新挑战。 发展算力产业、推动电算协同已成为甘肃、内蒙古、宁夏等全国一体化算力网络国家枢纽节点的重要发展战略。业内人士普遍认为，数据中心行业将在绿电直连建设上先行先试。“在650号文出台前，内蒙古已出台多份源网荷储一体化相关文件，并在项目建设上走在前面，而地方政策的规范将进一步加大项目推进的力度。甘肃、蒙西电力现货市场已转入正式运行，数据中心通过配套新能源参与市场可能会提高整体项目收益，数据中心行业发展绿电直连有较好的前景。”岳昊表示。 “有必要加强技术认定” 2025年11月25日，甘肃省工业和信息化厅发布《甘肃电力现货市场规则（V3.2）》（征求意见稿），更新了绿电直连参与市场的规则。征求意见稿提出，绿电直连项目“报量报价”参与日前和实时现货市场。在参与日前现货市场时，申报运行日96点短期新能源预测曲线和短期用电负荷计划曲线，叠加后确定上网能力及下网需求。存在上网能力时，参照集中式新能源参与日前现货市场，存在下网需求时，参照用户参与日前现货市场。 由于各地电力市场建设进度和新型经营主体发展情况不一，此前，国家层面未出台绿电直连的价格和市场机制，为各地提供创新探索空间的同时，也一定程度上造成项目推进缓慢。650号文明确了绿电直连的交易与价格机制，提出并网型绿电直连项目享有平等的市场地位，原则上应作为整体参与电力市场交易，以及项目须按规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。 2025年9月，《国家发展改革委国家能源局关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）印发，进一步明确绿电直连等就近消纳项目公平承担稳定供应保障费用的规则，包括按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费；使用公共电网时暂按下网电量缴纳系统运行费；暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益。 “大规模资源配置能更好地优化电力系统成本，但特定场景下新能源就近消纳的效率更高。发展绿电直连的出发点，是为了提高电力系统的整体效率，满足用户差异化的绿电需求。”国网能源研究院有限公司高级研究员、正高级工程师刘思佳表示，现阶段，政策对绿电直连项目费用缴纳提供一定的支持，目的是激励技术和模式发展，但要警惕企业以绿电直连的名义“搭便车”。 “绿电直连项目享受的价格优惠和市场收益要和为电力系统提供的价值相匹配。如果项目利用政策红利实现自身成本降低，但实际上增加了大电网的安全运行成本和电力系统的整体负担，那么项目是不可持续的，有必要加强对绿电直连项目的技术认定。”刘思佳建议，地方政府在评估项目可行性时，可以授权有技术能力、有公信力、客观中立的机构，研判项目是否真正达到绿电直连的技术模式，以及对电力系统的整体效率提升情况。 绿电直连等新型发用电形态的出现，也将对电力规划工作提出新的要求。有业内人士分析，绿电直连模式的推广，将带动产业向西北部地区转移，以及企业内部发用电形成相对闭环，将在空间和时间上改变现有的电力供需情况。岳昊表示：“用电量预测是开展电力规划的一个重要前提。后续在开展电力规划时，要把绿电直连等新业态对用电量的影响考虑进去，进而指导电网工程规划。” 他也提到，地方政府要统筹规划，避免项目盲目开发。“新能源碎片化开发将降低资源的利用效率，且直连线路可能会和公用电网线路交叉，造成公共基础设施浪费。” 从业人员认为，在价格与市场机制明确后，绿电直连项目建设有望加速推进，特别是内蒙古、甘肃、宁夏等新能源条件较好、有项目建设基础的省区，以及广东、浙江、江苏等的出口外向型企业集中的东部省份，但也普遍提醒要理性投资。 有观点认为，发展绿电直连的核心目的是满足出口外向型企业绿电供应物理溯源的要求，应理性看待其促消纳、降成本的作用。电价从业人员南方电网云南电网有限责任公司计划与财务部杨林鑫表示，发展绿电直连不一定能降低企业的用电成本。“一方面，要考虑新能源、储能、内部输电线路等成本，另一方面，要考虑项目自身的负荷率和向公用电网报装的并网容量，这和项目须承担的用电成本密切相关，也是影响项目经济性的重要因素。”他建议，在项目申报前期，企业要进行精细的经济性测算，深入测算投资建设绿电直连项目的源网荷储成本叠加各项需支付的费用，做出最优的用能方式选择。 |
