綠電直供+隔墻售電,儲能從“可選”變為“必選”?

2025年，遲遲未能推進的綠電直供、隔墻售電或將迎來規模化落地。

新能源消納問題愈發嚴峻，出海貿易綠色壁壘逐漸高筑，在綠電供給和需求方迫切尋求匹配的情況下，綠電直供的呼聲高漲，從中央文件強調，到地方試點，新能源和電網的博弈開始有了突破。

2月13日，江蘇省發展改革委印發《關于創新開展綠電直連供電試點項目建設工作的通知》（下稱“通知”），確定了首批綠電直連供電試點項目，在全國率先啟動由電網企業統一規劃建設連接電池企業和綠電電源專線的創新試點。

江蘇此次首批五個企業綠電直連供電試點，覆蓋常州、蘇州、鹽城三市，試點旨在通過建設綠電專線，利用物理方式，將風電場、光伏電站與電池企業“點對點”直連，為將受歐盟新電池法影響的電池企業出口提供解決方案。

本次江蘇綠電直供試點最大的創新在于，直供對象選擇了對綠電需求迫切的電池企業，直接應對歐盟新電池法案的要求。

而電池企業本就是新能源產業鏈的關鍵角色，電池企業既可以是上游供應商，也可以是下游終端應用。

隨著國際貿易日益高筑的碳壁壘，以及綠電直供江蘇范本的成功實踐，高工儲能分析認為，2025年，或將有更多地方推開綠電直供、隔墻售電項目。

緊接著3月3日，四川也發布政策，提出探索發展“綠電直供”模式，強化園區與周邊光伏、風電、水電等電力資源匹配對接，創新實施“隔墻售電”政策，提高園區可再生能源直供和消費比例。

使用高比例新能源綠電的關鍵，在于如何解決風光新能源的巨大波動性，有了“綠色”這個限制性條件，儲能就成為了綠電直供的剛性配置。

儲能將成剛性配置

根據歐盟最新發布的《電池碳足跡計算規則》意見稿，動力電池碳足跡計算僅認可兩種模式：電力直接連接和國家平均電力消費組合。綠電購買、綠證交易等間接減碳方式均不被認可。

而綠電直供模式要求風光發電具備更高穩定性，江蘇發布的《通知》也提到，鼓勵試點企業通過配置儲能設施，以提升綠電的就地消納能力和供應穩定性。

此前，山西、山東、內蒙古、吉林、河南等地都相繼出臺了支持新能源直供模式的政策，但主要選擇的是高能耗企業作為綠色電力直接供應的對象，在實際操作層面仍存在諸多挑戰。

其中一個核心挑戰是預期收益難以覆蓋成本。由于新能源出力存在隨機性、間歇性、波動性，必須配置更多靈活性調節資源，此前的綠電直供試點更傾向采用更“便宜”的新能源直供+煤電的組合，用煤電給新能源發電穩定支撐。

不過，這兩年電池儲能的技術創新和價格大幅下降，據高工產研儲能研究所(GGII)測算，2024年光伏+儲能LCOE水平已經低于煤電。綠電直供結合峰谷電價套利、容量電價補償等機制，將進一步提升儲能經濟性。

電池企業作為綠電直供的需求方，也是儲能電池、儲能系統的提供商，對于綠電直供+儲能的組合毋庸置疑是首選方案。

通過綠電直供推動“風光發電+儲能+負荷”的一體化開發，電池企業真正實現了零碳產業鏈閉環。

換句話說，國際貿易越來越高的碳壁壘，讓更多中國企業意識到，碳減排帶來的長期收益超過了綠電溢價。加速了零碳工業園區、風光儲一體化模式的普及。目前，部分園區已經在嘗試氫儲聯動等新模式。

雖然此次江蘇綠電直供只涉及了5家企業，值得注意的是，這種模式背后，是儲能市場的爆發和產業鏈深度重構，風電、光伏與儲能產業鏈的深度融合。

疏解電網調節壓力

綠電直供與隔墻售電密不可分，無論如何都與電網電量統購統銷的慣例有沖突，會觸動到電網的利益，尤其是當綠電直供在各個省份全面開展，必然會對電網存量利益帶來巨大影響。業內觀點認為，這也是綠電直供、隔墻售電近年來難以推進的根本原因。

不過，也有觀點認為，隨著輸配電價改革的推進，利益劃分更加明細，電網基礎設施的成本也有針對性補償。

更重要的是，對于電網而言，綠電直供帶動風光儲一體化，也在很大程度上緩解了電網調節的壓力。

近年來，分布式光伏的大規模裝機，越來越多地區面臨嚴峻的電網消納問題，社會用電量的持續增長和保供壓力也越來越大，多地電網開始難以承受這種巨大的“供需錯配”，提升新能源消納能力迫在眉睫。

綠電直供模式通過“就近消納”機制，也能夠在減緩電網基礎設施升級需求的情況下，進一步推動分布式光伏和分散式風電項目的規模化落地。

綠電直連的相關主體探索分攤費用的合理方式，電網企業也能夠合理的電價收費覆蓋電網基礎設施建設和運行的成本，將實現多方共贏的效果。

未來，隨著中國實現高比例的風光儲裝機和發電，綠電直供覆蓋大部分高耗能產業，中國有望通過綠電直供輸出“風光儲+特高壓”技術，賦能全球產業結構綠色升級。