从“爽快”审批到坚实落地 绿电直连还需政策推

9月28日，国务院国资委相关负责人在国务院新闻办公室举行的“开局起步‘十五五’”系列主题新闻发布会上提出，深化算电协同、算网融合，加快落地更多绿电直连项目，推动人工智能与能源双向赋能。

绿电直连是促进新能源就近就地消纳、更好满足企业绿色用能需求的创新机制。从2025年5月发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，到2026年5月《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》出台，一年时间内，政策便完成从“是什么”“怎么做”到“如何做得更好”的升级，“把绿电直连用好”的决心可见一斑。

根据国家能源局公布的数据，截至今年6月底，全国已有100个绿电直连项目完成审批，对应新能源总装机规模3410万千瓦。不过，与“爽快”获批相比，项目落地却难言“乐观”。有业内人士透露，预计目前全国已批复的“一对一”、“一对多”绿电直连项目超过400个，但实际开工率不足10%。

经济账难算是当前绿电直连面临的主要难题。绿电直连并非简单“建个电站拉条线”，专线、升压站、储能配套设施等都需资金投入。余电上网空间本就有限，如果再叠加用电企业负荷波动、生产检修等不确定因素，项目投资回收周期通常较长。同时，项目一旦接入公共电网，为保障供电可靠性而产生的备用容量相关费用，又成为绕不过去的成本。事实上，这种情况在数据中心表现得尤为明显。数据中心24小时不间断运行，对于供电可靠性要求极高。为应对新能源发电的随机性和波动性，需增加足够多的储能等调节性电源，同时对公共电网预留全容量备用接口。虽然“国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超过80%”的考核目标为绿电直连开辟了极佳应用场景，但与参与常规绿电和绿证交易相比，绿电直连的经济性并不占明显优势。有测算显示，一条100公里的110千伏绿电直连专线，含储能的建设总投资约2.5亿元，而常规公共输电线路仅需 1.2 亿元，绝大多数绿电直连项目的综合用电电价高于常规市场化购电电价。

多主体合作规则复杂也是一大障碍。例如，按照政策，多用户绿电直连项目整体年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%、占总用电量的比例不低于30%，2030年前不低于35%。但在实际操作中，如果是因为用电企业经营波动导致消纳指标不达标，如何避免“一刀切”式的清退，目前并没有明确规定。退出机制不明，本是给地方政府提供了因地制宜制定实施细则的空间。但有地方规定，项目投运后三年内原则上不予退出，对于三年后项目经营困难想申请项目整体退出，如果项目电源和负荷不是同一投资主体，退出时需要双方共同发起。这意味着，只要一方不同意，项目整体退出程序便无法启动。类似情况使得项目投产后面临的风险难以有效控制，让一些对绿电直连感兴趣的企业“望而生畏”。

可见，能否与电力现货市场合理联动、能否解决运营灵活性、如何实现消纳指标容错、是否有兼顾各方利益的退出机制等一系列问题已经成为关系绿电直连落地效果的“必答题”。

绿电直连是我国电力体制改革中一项突破性的制度探索，新生事物的成长，总要在实践中持续完善。当前落地遇到的各类梗阻，正是绿电直连政策细化的现实基础。各地在制定细则时，也当直面源网荷储权责划分、风险分担、退出机制等痛点，让电源方安心投入、用电方轻装参与，让项目从“快审批”转向“能落地”。改革非一日之功，在兼顾政策刚性与现实弹性基础上，绿电直连才能真正释放政策红利，为建设新型能源体系注入持久动力。文 | 别凡