“绿电直连”风起 高耗能企业迎降本减碳新机

21世纪经济报道记者 林典驰 赤峰报道

走进赤峰高新区元宝山产业园，一排排管道纵横交错，超大型储氨瓶屹立，与远处的风力发电机交相辉映。

这里是全球最大的绿色氢氨项目，也是100%绿电直连的示范项目之一，远景旗下的赤峰零碳氢能产业园已运行超过22个月。

这一模式正迎来政策东风。

今年年中，国家发改委、能源局联合印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，首次从国家层面明确“绿电直连”的定义：绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式。

尤为关键的是，《通知》明确指出，绿电直连项目的投资运营主体“不含电网企业”，为市场化主体打开了参与通道。

在日前举办2025赤峰零碳产业大会期间上，远景能源零碳综合能源产品线总裁孙捷在接受包括21世纪经济报道记者采访时表示，在大部分地区，远景绿电直连的度电成本能做到约0.2元/千瓦时，到户电价因各地过路费不一样有所差异，且每个地方的资源禀赋也不一样，但有信心能做到0.4元/千瓦时以下，还是具有较强的竞争力。

打开高耗能行业降本空间

过去，电力市场结构相对封闭，所有市场主体只能通过电网进行交易。如今，政策打开了多边交易的空间，允许发电侧直接向用电侧供应绿电，即实现“绿电直连”。

在绿电直连政策发布后，国家能源局有关负责人答记者问中表示，出台关于绿电直连的文件是出于三方面的考虑，一是满足新能源就近消纳需要；二是满足用户绿电消费需求；三是为用户降低用电成本提供更多选择。

特别是以电力为主要能源驱动的高耗能行业，包括钢铁、冶金，以及有色金属领域的电解铝、电解铜等行业，绿电直连有其适用潜力。这些行业由于用电强度大、对电力成本敏感，具备绿色电力替代潜力。因此，它们正寻求构建新型电力系统下的绿电直连一体化解决方案，以实现降本、减碳与可持续发展的目标。

以传统钢铁行业为例，长期以来已在推进节能优化工作，例如通过自备电厂对余热、余压、余电进行回收再利用，以及实施梯级能源利用等措施。这些做法至今依然具有价值，并可继续深化。

然而，当前构建新型电力系统的核心方向，更多聚焦于与绿电的深度融合。其原因在于：钢铁行业正加速从传统的“长流程”向“短流程”转型,电力成本占比加大。

孙捷表示，短流程主要依赖电弧炉炼钢，电力成为核心能源输入。在长流程中，电力消耗仅占总能耗的20%~30%；而在短流程中，这一比例跃升至60%~70%。尽管短流程整体能效优于长流程，但其用电强度显著提升，因此如何实现绿色用电成为关键议题。

过去，钢铁企业普遍依赖燃煤自备电厂供电，但如今政策和市场双重驱动下，这些火电自备电厂正逐步退出，亟待由绿电替代。

据孙捷观察，目前，众多钢铁企业正在积极探索“绿电直连”模式，即通过风电、光伏等可再生能源直接为工厂供电，以实现清洁化转型。

其次，即便是针对现有存量负荷，也可借助人工智能（AI）技术进一步优化用电策略。

全面转向绿电还有碳管理的原因，这也是钢铁行业不可回避的核心议题。在国内，钢铁行业已被纳入全国碳排放权交易体系；在国际上，《碳边境调节机制》（CBAM）更是将钢铁列为重点监管对象。

同时，下游客户，包括汽车制造商，对钢材产品的碳足迹提出明确要求，不仅关注是否使用绿电，更要求对每吨钢材的全生命周期碳排放进行追踪与管理。

孙捷谈到，不同地区通过绿电实现电价降低的效果存在差异。据观察，在大多数区域，远景可将平准化度电成本（LCOE）控制在约0.2元/千瓦时；至于最终到户电价，则因各地输配电价（即“过路费”）不同而有所浮动，但远景有信心将到户电价控制在0.4元/千瓦时以下。

当然，具体成效仍取决于当地的资源禀赋、绿电接入比例等因素。例如，风光资源条件优越的地区与风光资源较差的地区，在实际成本上自然会存在差距。

他以近期与一家山东钢铁企业的合作加以说明。目前山东的工商业平均到户电价高达0.67元/千瓦时，当地负荷密集、用电需求大、电价结构偏高。远景正与该企业推进战略合作，通过绿电直连模式，可帮助其至少降低0.1元/千瓦时的用电成本。

孙捷强调，这一降幅并非技术或成本上的极限，而是受限于当前电网收取的输配电费用，这部分费用企业尚无法规避。但从绿电本身的发电成本来看，已明显低于当地火电价格。

不过他也坦言，即便每度电节省0.1元，客户仍可能不满意，因为当他们对比内蒙古等新能源资源优越地区的电价（如0.4元/千瓦时左右）时，会期望获得更大幅度的降本空间。这反映出市场对绿电经济性的高度关注，也凸显了区域间电力成本差异带来的挑战。

绿电直连如何落地

绿电直连并非“一接就灵”。孙捷强调，项目成败的关键在于用户的负荷特性。“我们不预设行业，而是看负荷是否具备可调节、可调度能力。无论用户属于精细化工、煤化工还是其他化工领域，我们首先关注的是其生产工艺流程、负荷特性以及负荷是否具备调节空间。”

如果负荷具备较高的可调性（例如70%–80%的比例可调节），企业在设计综合能源解决方案时就能拥有更大的灵活性和韧性。这是因为风电和光伏具有天然的间歇性和波动性，若负荷端能够响应电源侧的变化，整个系统在经济性和稳定性方面都将显著优化。

反之，若负荷完全不可调，例如某些高温反应炉一旦启动便不能中断，否则将造成数百万元的损失，那么电源侧就必须完全迁就负荷侧的需求。

在这种“源随荷动”的场景下，为保障连续供电且不完全依赖电网，风光发电如何有效匹配刚性负荷就将成为关键挑战。

此时，储能系统的配置就变得不可或缺。但储能配比并非简单堆砌设备，而需通过精细化测算，在风光装机容量与储能规模之间寻求最优平衡，以实现整体经济性最大化。

此外，仅靠新能源设施（如风光储）的组合仍显不足。在现实的零碳园区或绿电直连项目中，必须引入人工智能技术，实现对能源系统的智能协同管理。

孙捷透露，现阶段，远景已从早期的中长期电力预测，逐步发展到日前、日内乃至超短期（分钟级）的负荷与风光出力预测。AI能够动态优化风光资源与储能系统的充放电策略，匹配下一时间段的用电需求。

若仅依赖传统“新能源设施堆叠”模式，在无风无光或负荷刚性无法调节的情况下，系统极易出现供电缺口，不仅影响经济性，更可能引发化工企业的用电安全事故，甚至无法实现离网运行，带来重大安全风险。因此，融合AI驱动的精细化调度能力，是构建高韧性、高经济性零碳综合能源系统的核心所在。

绿电直连商业模式能否走通，除了政策上的支持，负荷侧的可调节改造是关键一环。

对此，远景科技集团零碳战略总经理张元回应称，“这是一个逐步推进的过程。我们正在与电解铝企业交流，发现生产工艺本身也在持续革新。过去，企业缺乏动力去改造高稳定性要求的电解工艺；但现在，如果提供一个强有力的经济激励，例如电价下降，企业就会有动力研究改造。”

电解铝向来是高耗能行业，数据显示，生产一吨电解铝需耗电约12000度。这个行业历来就是“追着便宜电价走”，有的布局在拥有自备电厂的地区，有的直接迁往电价低廉的区域。过去很多企业从电解铝企业从山东迁到云南，核心原因就是云南水电价格低、供应稳定。