在欧盟碳关税(CBAM)、国内双碳目标紧锣密鼓推进的背景下,企业绿色用能正从选择题变为必答题。2025年5月30日,国家发改委、国家能源局联合发布《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),标志着我国能源体系迎来重大制度突破。这一政策与2021年出台的“源网荷储一体化”政策形成双轨驱动,共同构建新型电力系统的底层架构。
政策解析绿电直供:
650号文首次从国家层面定义绿电直连:新能源通过专用线路直供单一用户,实现电量物理可溯。
这一模式专为出口企业量身定制。欧盟《新电池法规》要求动力电池碳足迹通过数字护照披露并设置分阶段阈值,而绿电直供的专用线路能提供清晰的物理证据链,彻底解决绿证交易的漂绿争议。
例如江苏试点中,宁德时代通过自建58公里直连线路(盐城项目),实现年供电量50亿千瓦时,绿电覆盖比例达60%,投资回收期缩短至7年,度电成本压至0.38元。
源网荷储:
2021 年发布的《指导意见》更注重全局协同,通过“电源-电网-负荷-储能”四要素联动提升区域消纳能力。
合盈数据(怀来)科技产业园的实践颇具代表性:依托张家口风光资源,通过抽水蓄能平抑出力波动,2024年绿电使用比例达50%,待全部新能源装机并网后可实现100%绿电覆盖。这种模式尤其适合工业园区,通过虚拟电厂聚合分布式资源,参与跨省绿电交易,共享调峰收益。
绿电直供与源网荷储核心差异
实施路径对比绿电直供的革命性突破
投资主体颠覆:允许负荷企业(含民企)主导投资,打破电网垄断。江苏试点中,电网企业采用 “过网费+容量租赁”模式,年收益提升40%,而企业通过PPA协议锁定绿电溢价0.2元/kWh。
技术硬约束:要求 2030 年前自发自用电量占比不低于35%,余电上网≤20%,并强制配套储能。鄂尔多斯零碳产业园作为增量配电区域,通过风电直供+储能,实现80%绿电覆盖,彻底摆脱对电网的依赖。
责任切割清晰:以物理接入点为界,用户自主申报并网容量,超限风险自负,电网仅按协议容量提供保底供电。
源网荷储的包容性创新
多主体风险共担:发电企业、电网、用户联合投资,统一运营。四川万卡算力集群整合新能源、电网、数据中心资源,通过多能互补满足高算力需求。
弹性技术配置:储能比例根据项目需求动态调整,重点解决区域消纳问题。山东试点允许虚拟电厂聚合资源参与电力市场,共享辅助服务收益。
并网协同运行:项目整体接入公共电网,依赖大电网调节。宁夏移动数据中心通过“光伏+储能+电网”协同,保障供电安全的同时降低峰谷差。
市场机制重构绿电直供的市场化突围
价格自主协商:用户与发电企业直接签订PPA协议,叠加绿证溢价。隆基西安数据中心通过该模式,年节省电费超 2000 万元。
强制参与市场:并网型项目需整体参与电力市场交易,禁止电网代理购电。江苏试点要求企业按市场结果安排生产,余电上网需进入绿电交易市场。
成本公平分摊:用户需全额缴纳输配电费、系统运行费等,避免搭便车。例如绿电直连项目的输配电费按接入容量折算,与实际用电量无关。
源网荷储的系统性整合
统购统销模式:项目通常作为整体单元参与市场,与电网形成 "统购统销" 关系。张家口风光储基地通过跨省交易,年外送绿电 460 亿千瓦时,相当于江苏省年用电量的 6%。
收益共享机制:通过辅助服务市场、容量电价分摊成本。山东试点中,虚拟电厂通过调峰获得收益,反哺储能投资。
区域协同定价:依赖省级电力交易中心协调,价格信号更注重全局平衡。内蒙古源网荷储项目通过跨省区交易,提升绿电溢价空间。
典型场景图谱
绿电直供模式更适合单一大型企业满足国际绿电认证需求,提供可追溯的绿电供应;
源网荷储一体化则通过区域协同优化,实现多主体能源效率提升,更适合园区级应用场景。
未来展望
短期(2025-2027):绿电直供快速落地
随着650号文实施,预计2025年试点项目将覆盖全国80%新能源基地,带动分布式光伏新增 45-50GW。出口企业将加速布局,如江苏试点企业对欧出口额超120亿欧元,绿电直供需求达30亿千瓦时。
中期(2028-2030):系统协同深化
源网荷储将向智慧园区渗透,通过“绿电直供+储能调峰”模式实现“投产即零碳”。四川零碳工业园区试点已提出,引导园区与周边风光水基地对接,构建离网型微电网。
长期(2030+):双轨融合创新
绿电直供与源网荷储将形成 “系统优化+终端落地”的闭环。例如在智慧园区中,源网荷储规划区域能源架构,绿电直连为关键企业提供专属通道,共同推动能源转型。
绿电直供与源网荷储并非零和博弈,而是新型电力系统的双翼。前者解决企业级绿电溯源痛点,后者提升区域级系统效率。在储能成本持续下降、市场机制不断完善的背景下,两者的协同效应将加速释放,最终实现从“用上绿电”到 “用好绿电”的变化。
文章来源于光储前沿