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]

8月26日，国新办举行"高质量完成'十四五'规划"系列主题新闻发布会，邀请国家能源局介绍"十四五"时 期能源高质量发展成就。 国家发展改革委党组成员、国家能源局局长王宏志介绍，"十四五"前四年，我国能源消费增量已达 到"十三五"五年增量的1.5倍，预计五年新增用电量将超过欧盟的年度用电量。 党的二十届三中全会强调加快规划建设新型能源体系，国家能源局在加快构建适应新型能源体系的体制 机制方面，有哪些创新性举措、突破性成就？ 国家能源局副局长万劲松在发布会现场回答《每日经济新闻》记者上述提问时表示，当前我国能源领域 新主体新模式新业态蓬勃发展，虚拟电厂如雨后春笋不断涌现，聚合利用闲置的可调节资源，总规模已 经超过3500万千瓦，相当于一个半三峡电站的装机容量。 我国新型储能装机规模占全球总装机比重超40% 万劲松回答《每日经济新闻》记者提问时表示，"十四五"以来，我国持续推进能源领域市场化改革，不 断激发能源市场的动力和活力，为能源高质量发展注入了源源不断的"活水"，能源体制改革进入快车 道，实现了"三个加快"。 首先，能源价格形成机制加快完善。发电侧，煤电、新能源全面进入市场；用户侧，除了居民和农业用 电外，定 ...

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]

纪要涉及的行业 绿电直连行业 纪要提到的核心观点和论据 绿电直连发展优势 - 沿海省份绿电直连空间充足，发展阻碍小，出口型企业集中的沿海省份发展绿电直连，不会面临太大消纳空间不足压力，来自政府和电网的潜在压力较小 [1][9] - 绿电直连有成本优势，绿电本身造价低于社会平均绿电成本，且不使用大电网资源，固件线损和收费电价成本低于大电网，交叉补贴大概率减免，部分政府型基金附加可免缴，沿海省份每度电约节省一毛钱 [1][2] - 对发电企业有吸引力，能接入稳定大用户，避免弃电问题，电价固定稳定，中间环节费用可与用户分成，项目回报率较好，预计能达小四个点左右 [2] 行业发展规模预测 - 2025年全国能消纳约2.3万亿度新能源，增量约4500亿度，基本能覆盖上半年新增项目 [3] - “十五”期间每年新能源消纳增长约3500亿度，装机增量放缓至风电约80GW、光伏约160GW [4] 政策影响及解决方案 - 欧盟碳关税和电池法案政策落地，促使出口型企业对绿电直连诉求增强，地方和国家出台政策扫清障碍 [5][6] - 针对消纳空间问题，2025 - 2026年部分新能源大省增速设为零，沿海省份发展绿电直连不受消纳空间不足压力影响 [7][9] - 关于费用缴纳问题，绿电直连会按规则缴纳部分中间费用以保证合规合法，自发自用部分用户能节省不少中间环节费用，沿海省份每度电约节省0.1 - 0.13元 [9][14] 对发电企业的好处 - 绿电直连与用户签订固定电价，可规避电价波动风险，发电侧可参与中间环节费用分成，提升电源收益 [15] - 以延安省光伏绿电直连项目为例，资本金回报率可达约9%，高于大部分央企投资底线 [16] 其他重要但是可能被忽略的内容 投资端推荐绿电、垃圾发电运营商，为大型复合企业提供绿电服务的企业，以及后续拓展到绿电直连的一线能源企业和全面信息化服务商 [17]

绿电直连模式核心优势 - 绿电直连模式通过专线供电可保障发电侧利用率并帮助用户侧降碳 对出口型企业具有刚需吸引力 [1] - 该模式下80%以上自发自用电量需缴纳费用 但线损和输配成本压降及交叉补贴减免可显著节省度电成本0 09~0 13元/kWh [1][3] - 欧盟碳边境税政策2026年执行 出口企业需通过绿电直连实现电量物理溯源以满足降碳要求 [2] 成本节省机制分析 - 线损费用：专线供电度电线损率低于大电网 通过降低线损节省费用 [3] - 输配电费：自发自用专线建设运营成本显著低于大电网购电输配电价 [3] - 政策性交叉补贴：参考自备电厂政策 预计自发自用可免征交叉补贴 [3] - 系统运行费用：仍需缴纳电网调节服务费用 政府性基金及附加按政策缴纳 [3] 经济性与投资机会 - 发电侧分成比例30%且弃电率压降5%时 项目资本金回报率可达9% 显著高于常规并网模式 [4] - 建议关注资源获取能力强的新能源及垃圾焚烧发电运营商 以及电力市场化受益的信息化服务商 [1] - 江苏 浙江 山东 广东等沿海省份110kV用户绿电直连降本效果最为显著 [3]