随着“双碳”目标推进与能源结构转型加速,绿电直连作为打通绿色能源生产端与消费端的创新模式,正深刻改变传统电力系统的运行逻辑。国家发改委、国家能源局联合印发的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》及其配套文件的陆续出台,为绿电直连发展提供了政策依据和方向指引,标志着我国绿电直连进入制度化、规范化发展新阶段。这一模式通过构建新能源发电侧与电力用户侧的直连通路,实现了电力供给的全流程物理溯源,不仅有助于提升新能源消纳和绿电供给水平,降低外向型企业产品碳足迹,也为风光分布式发电、虚拟电厂、智能微电网等电力领域新型经营主体创造了新应用场景,为电力系统“源网荷储”深度融合开辟了新路径。在此场景下,电网企业不应再局限于传统输电配电的单一职能,而应围绕绿电供应链的全链条需求,逐步重构为集通道建设、系统平衡、能源服务、市场结算于一体的复合型经营主体,其角色的转型与重构,不仅是自身发展的必然选择,更是推动绿电规模化应用、保障能源系统安全高效运行的迫切需要。

角色一——绿色通道建设运营商

绿电直连的核心前提是具备安全、高效、经济的物理传输通道,电网企业凭借在电力基础设施建设、运营与维护领域的技术积累和网络优势,成为绿电直连通道的核心建设与运营主体。对于电网企业而言,在绿电直连场景下,电网的物理属性并未改变,但其价值和运营理念发生了根本转变,如何当好绿电通道运营商成为一项充满挑战和机遇的新课题。

一是科学规划绿电通道。电网企业应积极配合省级能源主管部门加强对绿电直连项目的统筹规划,确保绿电直连模式有序发展。例如,电网企业应结合自身电网布局和发展规划,将绿电直连项目的直连线路、接入系统等按电压等级纳入省级或城市的能源电力和国土空间等规划。特别是,在规划新增负荷配套新能源项目时,要充分考虑新能源资源分布、负荷需求以及电网承载能力,合理确定电源类型和装机规模,实现源荷匹配。对于存量负荷开展绿电直连,要评估自备电厂出力压减的可行性和对电网的影响,确保清洁能源替代平稳进行。在规划过程中,还应注重与其他能源基础设施规划的协同,避免出现重复建设或资源浪费。同时,充分利用大数据、人工智能等技术手段,对绿电需求和送电能力进行精准预测和分析,为科学规划提供数据支持和决策依据。

二是加快建设绿电通道。建立健全高效的项目推进机制,提升绿电通道规划建设速度。例如,加强与地方政府、发电企业、电力用户等各方的沟通协作,建立职责清晰、各方联动、衔接紧密、运转高效的常态机制。通过定期例会、联合办公等方式,及时协调解决绿电通道建设中存在的各类问题,促进电网规划、电源规划、国土空间规划等深度融合。优化项目前期手续办理流程,加强内部各部门之间的协同配合,提高审批效率。对于重点绿电通道建设项目,开辟绿色通道,实行特事特办,确保项目能够按时开工、顺利建设。在建设过程中,严格把控工程质量和安全,采用先进的施工技术和管理方法,确保项目按时投产运营,早日发挥效益。

三是高效运营绿电通道。在绿电直连项目中,电网企业应按照并网型项目与公共电网按产权分界点形成的安全和经济责任界面,明确自身在绿电通道运营中的责任和义务,切实履行电力安全风险管控责任,保障公共电网的安全稳定运行。对于绿电直连项目主体自主申报的并网容量,电网企业要按照有关协议履行供电责任,同时协商确定并网容量以外的供电责任和服务,避免出现权责不清、推诿扯皮现象。同时,要简化绿电直连项目的并网流程,为项目提供公平无歧视的电网接入服务。例如,通过建立一站式服务平台,整合并网申请、接入系统方案编制、工程建设、验收调试等各个环节,实现信息共享和业务协同,提高并网效率。此外,在通道运营环节,电网企业应积极探索科技赋能手段,推广应用无人机作业、机器人巡检、在线监测等先进技术,提高巡检效率和质量。

角色二——系统平衡稳定供给商

绿电的间歇性、随机性和波动性是影响直连场景下电力系统稳定的核心问题。风电受风速变化影响、光伏受光照时长影响,若绿电直连比例过高,易导致电网频率波动、电压不稳,甚至引发供电事故。电网企业作为电力系统的“平衡者”,需通过技术创新与资源整合,构建多维度的系统调节体系,保障绿电直连场景下电力系统的安全稳定运行。

其一,强化源网荷储的时空协同。电网企业可依托大数据、人工智能技术,建立绿电出力预测模型,精准预测未来24小时、72小时的风电光伏发电量。特别是,电网企业要加强与新能源发电企业、电力用户之间的沟通和互动,充分挖掘负荷灵活调节潜力,实现源网荷储的深度融合。例如,通过需求响应、虚拟电厂等手段,引导电力用户合理调整用电行为,参与电网调节,提高电力系统的灵活性和稳定性。当绿电出力过剩时,引导电网侧大型储能电站、用户侧储能装置等储能系统充电,或者是电力用户扩大生产增加负荷消纳;当绿电出力不足时,则联动用户侧工业企业的错峰生产、商业建筑空调负荷参与负荷调节,或者引导储能系统释放储能电量,或者调用燃气机组等备用电源发电,由此实现“绿电多发多消、少发补够”的动态平衡。

其二,推动跨区域电力资源互补。针对单一区域绿电出力波动较大的问题,电网企业可通过跨省跨区联网通道,将不同区域的绿电资源与常规电力资源统筹调配。例如,当西部风电因无风期出力下降时,可通过特高压通道调配东部核电、水电资源补充供电;当东部光伏因阴雨天气出力不足时,可调用北部风电资源进行支援,通过“资源互补”降低绿电波动性对系统稳定的影响。特别是,要充分利用跨区域错时错峰方式最大限度释放盈余电力,探索新能源灵活消纳路径,扩大绿电外送交易规模。例如,蒙东电网通过与受端省份建立沟通机制,今年上半年绿电外送交易电量达20亿千瓦时,是2024年全年的2.9倍,绿电送北京交易量突破10亿千瓦时、首次达成送上海跨区绿电交易,有效促进了新能源消纳。

其三,提升电网柔性化调节水平。电网企业应加大对储能技术、柔性输电技术等的研发和应用力度,并通过升级改造现有电网设施,增强电网对间歇性、随机性和波动性绿电的接纳能力。例如,推广柔性交流输电技术,实时调节电网电压与无功功率,提升通道对间歇性绿电的接纳能力;同时,针对园区级、企业级等近距离绿电直连场景,电网企业可通过建设智能微电网系统,实现绿电生产端与用户侧的“无缝衔接”和“局部自治”。当绿电出力波动时,微电网可自主调节内部电源与负荷,避免对主网造成冲击。通过上述技术与机制创新,电网企业可将绿电的“波动性风险”转化为“可控性资源”,为绿电直连的规模化推广奠定安全基础。此外,通过构建“数字孪生电网”,实现对绿电资源、负荷需求、通道能力的精准画像和实时监测,确保绿电“送得上、输得稳、用得好”。

角色三——综合能源管理服务商

绿电直连场景下,用户的需求已不再局限于“获得绿电”,而是延伸至“如何更经济、更高效地使用绿电,实现全场景低碳运营”。电网企业应利用其数据、技术和客户优势,从“电力供应商”升级为高附加值的“综合能源管理服务商”,为用户提供覆盖绿电使用全流程的定制化服务,提升绿电直连的综合价值。

一是提供绿电需求诊断服务。电网企业可基于用户的用能特征,如用电负荷曲线、行业能耗标准等,为用户制定个性化绿电直连方案。比如,针对高耗能工业企业,建议采用“长期绿电直供+短期现货补充”的模式,既保障基础绿电需求,又降低电价波动风险;针对数据中心,推荐“绿电直连+储能配套”方案,通过储能削峰填谷,减少数据中心对电网峰谷电价的依赖。特别是,对于有降碳避税需求的对外出口工商业而言,电网企业还可积极协助用户开展绿电溯源认证,为用户提供绿电消费凭证,助力用户实现“碳中和”目标的可视化、可追溯。

二是开展能源效率优化服务。电网企业可依托用户侧用电数据,通过大数据分析识别用户的能源消费特性,为用户提供“量身打造”的能效诊断、节能改造、智能运维、设备托管等一揽子解决方案,帮助用户优化用能结构,降低综合用能成本,当好“能源管家”。例如,针对工业企业的电机系统,推荐采用变频技术降低能耗;针对商业建筑,优化空调、照明系统的运行策略,提升绿电利用效率。此外,电网企业还可整合分布式能源资源,如用户侧光伏、风电,为用户提供“绿电直连+分布式发电”的一体化能源解决方案,进一步降低用户的用能成本,提升绿电的经济性。

三是提供能源安全保障服务。除了绿电供应的稳定性保障,电网企业还可针对用户的特殊用能需求,提供定制化的能源安全服务。例如,为医院、数据中心等关键用户,建立“绿电直连+备用电源+储能”三重能源保障体系,确保极端情况下的能源供应安全;为园区用户提供微电网运维服务,协助用户实现微电网与主网的协同运行,提升园区能源系统的韧性。此外,电网企业还需建立应急响应机制,针对台风、暴雪等极端天气或设备故障导致的通道中断,快速启动备用供电方案,最大程度降低用户绿电供应中断风险,为绿电直连提供“全生命周期”的安全保障。

角色四——电力市场交易结算商

绿电直连涉及发电企业、用户、电网企业等多方主体,其交易过程需遵循公平、透明、高效的市场规则,而电网企业作为连接发电侧与用户侧的核心枢纽,具备开展绿电交易结算的天然优势,可通过承担“电力市场交易结算商”角色,规范绿电直连市场秩序,保障各方主体的合法权益。

其一,搭建绿电交易平台。电网企业可依托现有电力交易平台,增设绿电直连交易专区,为发电企业与电力用户提供交易对接服务。一方面,平台可发布绿电资源信息,如发电企业的绿电装机容量、出力预测、电价,以及用户需求信息,如用户的绿电需求量、用电时段、价格预期等,促进供需双方的精准匹配;另一方面,平台可提供交易合同模板、交易流程指引等服务,简化绿电直连交易的操作流程,降低交易成本。特别是,要配合监管机构完善绿电交易规则和市场机制,提高交易的透明度和公正性,降低交易成本,激发市场活力,推动平价新能源全量进入绿电市场,鼓励更多的发电企业和电力用户参与绿电交易。此外,电网企业还可推动绿电交易与碳市场的衔接,在交易平台中整合碳配额、碳抵消等信息,为用户提供“绿电+碳减排”的一站式交易服务。

其二,开展交易结算服务。绿电直连的结算环节涉及电费、输配电费、系统运行费以及基金附加等多项费用,计算复杂且涉及多方利益,电网企业可凭借成熟的电费结算体系,为绿电直连交易提供专业的结算服务。例如,按照交易合同约定,准确核算发电企业的绿电发电量与用户的绿电用电量,确保电量计量的准确性;根据政府定价或市场协商价格,计算电费、输配电费等各项费用,及时向发电企业支付电费,向用户收取费用,避免交易纠纷;提供结算凭证与账单服务,为发电企业与用户提供清晰、透明的结算明细,便于双方进行财务核算与监管。此外,电网企业还可建立风险防控机制,实现交易数据的自动采集、传输和处理,针对电价波动、用户欠费等风险,提前制定应对措施,保障交易结算的安全性与稳定性。

其三,辅助电力市场监管。电网企业可依托交易平台数据与电网运行数据,辅助电力监管机构对绿电直连交易过程进行动态监控,及时发现并纠正违规交易行为。例如,通过在内部发电、厂用电、自发自用、储能等关口安装符合相关标准和有关部门认可的双向计量装置,监控电量计量的准确性可靠性,规范绿电直连项目的计量结算。再如,监控发电企业是否存在“以常规电力冒充绿电”的行为,用户是否存在“超合同用量用电”的情况。此外,电网企业可定期向电力监管机构报送绿电直连交易数据,如交易量、交易价格、结算情况等,为监管机构制定绿电市场政策提供数据支撑,推动绿电直连市场的健康发展。

(作者系中国电力企业联合会专家委员、特约研究员)