中國儲能網訊：近日，內蒙古能源局就《內蒙古自治區(qū)綠電直連項目開發(fā)建設實施方案（試行）》征求意見，《方案》鼓勵綠電直連項目通過配置儲能、挖掘負荷靈活調節(jié)潛力等方式，提升自平衡、自調節(jié)能力，盡可能減少系統調節(jié)壓力。
這是今年綠電直連上升為國家層面戰(zhàn)略后，第5個地方省份明確綠電直連項目配儲。
在 “雙碳” 目標縱深推進與全球低碳轉型的雙重驅動下，風電、光伏等新能源裝機規(guī)模持續(xù)擴大，但“棄風棄光”問題成為制約能源轉型效率的主要因素，另一方面，在國際貿易綠色壁壘下，綠色電力正在從產業(yè)“可選項”升級為發(fā)展“必答題”。
綠電直連配儲模式的出現，為破解這些難題提供了有效路徑。
綠電直供是指新能源發(fā)電企業(yè)通過物理專線或虛擬直連方式，直接向終端用戶供應綠色電力，并附帶可溯源的綠證認證，項目建成后，可以自主選擇離網運行模式或并網運行模式。
綠電直供過程中配套儲能系統平衡供需波動，可實現新能源從可發(fā)到可用、好用的跨越。
綠電直連配儲的核心邏輯的是“直供+儲能”雙輪驅動。
直連模式跳過傳統電網調度的中間環(huán)節(jié)，讓新能源發(fā)電企業(yè)與工業(yè)用戶、數據中心等負荷中心建立直接供電關系，既減少了電力傳輸損耗，又為用戶提供了穩(wěn)定的綠色電力來源；而配套的儲能系統則像“電力緩沖器”，在新能源出力過剩時儲存電能，在出力不足時釋放，精準匹配用戶的用電峰谷需求。
這種模式下，新能源發(fā)電的間歇性、波動性被有效平抑，電力供應的可靠性大幅提升,不僅能提升新能源消納率，還能為產業(yè)鏈帶來多重價值。
對發(fā)電企業(yè)而言，直供協議保障了電力銷路，降低了市場波動風險；對用戶來說，綠電直連意味著更低的用電成本和更清晰的碳足跡，助力企業(yè)實現綠色生產轉型；對電網而言，分布式的儲能配置減輕了主干網的調峰壓力，提升了電網運行的靈活性。
2025年5月，國家發(fā)改委和國家能源局聯合發(fā)布《關于有序推動綠電直連發(fā)展有關事項的通知》，首次從國家層面明確綠電直連的定義、類型與建設原則，將其劃分為并網型與離網型兩類，厘清了長期模糊的權責界面，為計量、調度、考核提供了制度基礎。
9月，國家發(fā)展改革委、國家能源局出臺《關于完善價格機制促進新能源發(fā)電就近消納的通知》，明確按照“誰受益、誰負擔”原則，就近消納項目(綠電直連、零碳園區(qū)、源網荷儲一體化)公平承擔穩(wěn)定供應保障費用(輸配電費、系統運行費等)。
有業(yè)內人士分析認為，該文件最大受益者是儲能行業(yè)，因為文件首次提出了基于容（需）量的“全新一部制電價”，從全新一部制電價算法可以看出，“所在電壓等級現行電量電價標準”“平均負荷率”“730小時”三個參數固定不變，綠電直連項目唯一可優(yōu)化的變量是“接入公共電網容量”。
要降低接入容量，需增加儲能配置，提升“源-荷-儲”協同控制能力，盡量減少接入變壓器容量。
國家層面出臺綠電直連政策以來，已有10省份發(fā)布了12個綠電直連相關的政策文件，其中，除了內蒙古政策鼓勵綠電直連配儲，還有云南、青海、陜西、山東4個省份也在正式文件或征求意見稿中明確了綠電直連項目配置儲能的要求，以提升項目靈活性調節(jié)能力，保障電網安全穩(wěn)定運行。
7月8日，云南省出臺首個省級 “綠電直連”實施方案，這份名為《云南省推動綠電直連建設實施方案》明確提出，并網型綠電直連項目應通過合理配置儲能、挖掘負荷靈活調節(jié)潛力等方式，確保與公共電網的交換功率不超過申報容量，自行承擔由于自身原因造成供電中斷的有關責任。
7月11日，《青海省綠電直連實施方案》要求，并網型項目按照“以荷定源”原則科學確定新能源電源類型、裝機規(guī)模和儲能規(guī)模，以自發(fā)自用為主，余電上網為輔。
7月30日，陜西省《關于組織開展綠電直連試點工作的通知》規(guī)定，并網型項目需按照“以荷定源”原則確定新能源電源類型、裝機規(guī)模和儲能規(guī)模，自發(fā)自用為主，余電上網為輔。
9月28日，《山東省有序推動綠電直連發(fā)展實施方案》強調，并網型項目應通過合理配置儲能、挖掘負荷靈活調節(jié)潛力等方式，充分提升項目靈活性調節(jié)能力，盡可能減小系統調節(jié)壓力。
筆者認為，綠電直連配儲或將出現在更多的地方省份綠電直連落地政策中，未來，隨著電力市場機制完善，儲能容量電價政策優(yōu)化，同時疊加儲能技術降本增效，這一模式將逐步推廣，覆蓋更多的應用場景，成為推動能源清潔轉型、實現 “雙碳” 目標的關鍵支撐。
