（来源：中国经济导报）
转自：中国经济导报
近年来，内蒙古自治区呼和浩特市立足区位条件和风光新能源资源禀赋，通过实施绿电直供与“源网荷储”一体化等项目，持续推进绿色电力与算力协同布局。图为工作人员在内蒙古中科超算科技有限公司巡检算力设备。新华社
本报记者 | 白雪
国家能源局发布最新统计数据显示，截至5月底，全国累计发电装机容量40.1亿千瓦，同比增长11%，规模位居全球首位。装机规模增长迅速，使电力系统面对的核心挑战，正在从“能不能发出更多绿电”转向“能不能在合适的时间和地点将绿电有效利用起来”。
在“双碳”目标持续深化的背景下，如何打通政策堵点、激活市场机制、推动绿电在新兴场景中实现高效消纳，正成为能源转型进程中的核心议题。近日，在由博众智合能源转型（Agora Energy China）与绿色创新发展研究院（iGDP）联合主办的“新场景下绿电消纳的关键政策与市场机制”研讨会上，与会专家聚焦零碳园区、绿电直连、算电协同三大新型用能场景，探讨促进绿电消纳的关键政策与市场机制，为推动可再生能源高质量发展提供思路与建议。
算电协同：
从“用电大户”到“调节资源”
随着人工智能、大数据等技术的蓬勃发展，算力中心作为数字经济的核心基础设施，其用电量呈爆发式增长。
“为什么算力能够在一定程度上替代电力？根本原因就是无线和有线的问题。”在华北电力大学能源互联网研究中心副主任王永利看来，能源利用经历了从油气煤到电力、再到算力的演进，电力之所以能大规模替代油气煤，是因为电力传输效率远高于物理运输；而算力对电力的“替代”，则源于算力任务可跨区域迁移的特性。王永利举例说：“算力需要支撑完整计算，必须消耗能源。把算力任务转移到甘肃、宁夏，用当地绿电完成计算，再把结果瞬间传回东部，这就解决了能源长距离运输的难题。”
算力中心的政策框架也在快速完善。2023年，国家提出全国一体化算力网建设目标，要求到2025年底数据中心绿电占比超过80%。2024年7月，国家发展改革委等部门联合发布的《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》提出，到2025年底，全国数据中心布局更加合理，整体上架率不低于60%，平均电能利用效率降至1.5以下。
王永利分析，政策导向呈现三大转变：一是从“用上电”转向“绿电优先”，二是从“扩规模”转向“提质效”，三是从“固定负荷”转向“可调资源”。
理解算力中心参与电力系统调节的潜力，首先需要把握其负荷特征。王永利将算力任务分为四类：实时响应型，如移动支付、工业控制，对时延极为敏感；高并发在线型，如短视频、搜索推荐，瞬时并发性高；长周期高强度计算型，如AI大模型训练，持续时间长达数天甚至数周；机会型弹性任务，如数据备份、视频转码，具有可延后、可迁移的特点。正是这四类任务的存在，为算力负荷参与电力系统调节提供了空间。
“算力中心不应该被简单看作高能耗负荷，更要挖掘其灵活调节价值。”绿色创新发展研究院副主任杨鹂表示，不同类型算力可调潜力差异显著，全国可调负荷的规模与时空分布，是负荷端极具研究价值的方向。
算力中心不仅可以“用好绿电”，还可以通过参与需求响应、辅助服务市场获取额外收益，实现从“被保障的负荷”到“被激活的资源”的跨越。不过，这一转型也需要配套的市场规则与技术标准跟进。
在落地路径方面，王永利提出通过绿电直连、风光储调度、市场交易三大路径，让算力中心从单一用电负荷转变为可创造调节收益的新型经营主体。他强调：“算电协同需要搭建规划和运行双层调度规则，规划上统筹风光储能配置，盘活机房闲置供电设备参与电网调峰增收；运行时分多时段管控算力负荷，依靠算法制定标准化联动调度机制。”
零碳园区：
在“不可能三角”中寻找突围路径
如果说算电协同解决的是“新负荷如何接入”的问题，零碳园区则面临着更为复杂的“多主体如何协同”的挑战。
中国可再生能源学会综合系统专委会副秘书长邵桂萍表示：“零碳园区建设核心原则为‘内源减排优先，外源抵消为辅’，规划阶段的源网荷储一体化统筹决定了园区长期降本减碳的上限。”行业现实痛点集中于项目投资回报周期长、企业参与意愿不足、跨部门壁垒突出。
能源转型的根本路径是从化石能源为主转向可再生能源为主。邵桂萍坦言：“这一过程始终面临安全、经济、低碳‘不可能三角’的制约。”
杭州市可再生能源行业协会秘书长、杭州市临平区绿港智慧能碳研究院院长赵永红从实践角度介绍，一线园区普遍存在发电、用电时空错配难题。部分园区招商进度不及预期，园区内用电资源分配不均。以光伏装机密度领先的杭州市临平开发区为例，区域光伏体量可观，但多数企业实际绿电消纳占比不足10%。这说明装机量与实际消纳之间存在显著落差。她提出，发电与用电实时平衡是园区与电网平稳运行的关键，当地也正针对性探索落地“泛在零碳电力系统”解决方案，以有效减轻电网消纳压力。
值得关注的是，邵桂萍提醒行业不要只盯着“电”。“2022年全社会用电量是8.6万亿千瓦时，如果把热和电打通，拓展可再生能源的非电利用，消纳空间远比我们想象的大。”
“零碳园区是微电网、绿电直连、源网荷储、虚拟电厂等各类绿色电力模式落地的核心空间载体，但当前兼具稳定经济效益的成熟落地案例仍较为稀缺。”杨鹂表示，此外钢铁、化工、建材等高耗热产业园区的零碳改造，同样是后续重点研究方向。
在邵桂萍看来，园区综合能源服务商具备保供、公共服务、市场化运营三重职能，可赋予准公用事业定位，统筹协调园区与电网边界；针对园区内光伏、储能等分散灵活资源，可分为轻资产聚合运营、重资产统一开发两类模式，依托统一运营平台平衡多方利益。
面向未来，邵桂萍建议从三个方向破局：一是全域统筹负荷与分布式能源；二是构建园区微能源网；三是搭建能源生态和物质生态的双重共生闭环。
绿电直连：
政策破局催生产业新逻辑
“‘十五五’期间，新能源发展的逻辑正在发生根本性转变——靠大电网消纳的项目规模将持续收缩，自发自用的绿电直连、源网荷储微电网将成为主流模式。”中国投资协会能源投资专业委员会专家王淑娟表示，零碳园区是各地实现降碳的重要载体，绿电直连已成为地方招商引资核心差异化优势，能够帮助企业应对欧盟碳关税、满足央企绿色供应商准入要求。
从政策演进来看，《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》理顺输配电价收费规则；《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》推动多用户绿电直连发展，放开一对多、多对多运营，实现小时级电能量匹配追溯，大幅降低单一用户经营风险、大幅增加项目覆盖范围。
然而，政策利好并不意味着绿电直连可以一蹴而就。王淑娟进行了细致的经济性分析：绿电直连需配套储能和专变专线，这将使度电成本增加0.15至0.2元。相比之下，绿证价格目前仅为几分钱，短期内购买绿证对企业更具经济吸引力。她进一步归纳了推进难度大的四个原因：一是在不考虑碳成本的情况下，绿电直连大概率亏损；二是单一用户存在电费支付风险；三是一对一专线成本高昂且空间布局混乱；四是负荷与新能源项目往往相距甚远。
但变局正在酝酿。王淑娟认为，绿证市场即将发生重大变化：纳入机制电量项目的绿证将收至省级账户，各地将实行差异化的比例要求，绿证价格预计涨至0.1元左右。“一旦绿证价格提升到合理水平，绿电直连的经济性将大幅改善，企业参与的积极性也会随之提高。”
“双碳”目标正在倒逼能源结构加速调整。王淑娟表示，2026年密集出台的三项重磅政策——“十五五”规划《纲要》以及《碳达峰碳中和综合评价考核办法》《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》均传递出明确信号：煤炭石油消费必须达峰，全社会新增用电量必须由可再生能源覆盖。这意味着，在市场化改革与“双碳”约束的双重驱动下，绿电消纳正从“可选项”变为“必答题”。
杨鹂认为，绿电直连项目成本涵盖专线专变、储能配套、系统运行、容量需量电费等多项支出。受各地产业结构、平均负荷率、电力市场规则差异影响，各地项目盈利水平分化明显，区域差异化经济性值得持续深入研究。
