而對于工業(yè)用戶而言，電力穩(wěn)定運行是首要要求。風能、太陽能等間歇性能源，給綠電直連用戶的連續(xù)性和穩(wěn)定性帶來了挑戰(zhàn)?！锻ㄖ芬螅⒕W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，充分提升項目的靈活性調節(jié)能力，盡可能減少系統(tǒng)的調節(jié)壓力。也就是必須配備一定比例的儲能設備，從而增加了前期投資和運維成本。對于企業(yè)而言，一些區(qū)域可能還會高于現(xiàn)有的用電成本。

據(jù)調查，典型綠電直供項目中儲能設備投資可占總投資的40%以上，綜合成本居高不下。在江蘇某試點中，由于專線用戶仍需承擔部分固定容量電費，項目內部收益率普遍低于8%，投資回收期長達8～10年。這反映出目前直供模式的盈利水平。

以數(shù)據(jù)中心為例。截至目前，綠電直連以及特殊模式在數(shù)據(jù)中心作為電源的嘗試進展，目前還沒有真正的數(shù)據(jù)中心采用綠電直連方式。大型互聯(lián)網企業(yè)如阿里在張北、甘肅等地的數(shù)據(jù)中心，更多是通過電網進行綠電下網交易，認定使用了綠電。

數(shù)據(jù)中心采用綠電直連模式存在一些問題，如能否滿足用電量需求、控制系統(tǒng)存在難點、需要配備大量儲能或建設智能微電網，導致成本較高，因此目前大家采用該模式的動力不足。

華能集團能源研究院副院長陳大宇撰文指出，“綠電直連”雖然是能源領域的創(chuàng)新之舉，具有廣闊的發(fā)展前景，但用戶不僅要承擔建設成本，而且要面臨市場交易與收益的不確定性，綠電直連在推進過程中面臨著安全、經濟、技術等多重風險。電力系統(tǒng)本身就是最大的網源荷儲系統(tǒng)，“綠電直連”形成的小系統(tǒng)，在可靠性相同的前提下，必然經濟性低于大系統(tǒng)。因此，減少對于大系統(tǒng)依賴、自由選擇可靠性是小系統(tǒng)獲得相對經濟性的必然選擇。

值得注意的是，政策鼓勵就近消納，但“就近”距離未明確，跨區(qū)域項目可能面臨審批障礙。長距離專線建設成本高企，可能抵消電價優(yōu)勢。

項目的風險還在于電力用戶持續(xù)運營，若未來經營出現(xiàn)問題導致負荷大體量消失，退出機制如何?《通知》提出，省級能源主管部門應基于本省電力供需形勢、消納條件等實際情況，進一步細化就近就地消納距離、網電量比例、退出機制等具體要求，引導項目科學合理評估需求。這意味著上述問題將留待今后各省出臺的細則回答。

在當下，對有能力做到直連的市場主體，以及有需求通過綠電直連解決潛在出口挑戰(zhàn)的外向型企業(yè)，政策的出臺給綠電直連項目的建設和創(chuàng)新提供了依據(jù)。此外，綠電直連項目是虛擬電廠或某虛擬電廠的重要組成部分，從山東、山西、浙江出臺的針對虛擬電廠的政策看，未來綠電直連項目在電力市場及源荷儲多元互動中大有可為。

在全球綠色供應鏈要求日益嚴格的背景下，企業(yè)迫切需要低碳解決方案，綠電直連提供了一個直接可行的路徑。政策鼓勵的創(chuàng)新模式，為行業(yè)帶來了更多靈活性和可能性。可以明確的是，政策的出臺只是一個開端。各省份的執(zhí)行文件，繳納費用細則也有待明確。如何平衡電網的利益，推進政策執(zhí)行落地，是未來的重點。

據(jù)《能源》雜志了解，阿里巴巴曾在浙江省提出推動核電直連數(shù)據(jù)中心，以實現(xiàn)降碳和降電價的目標。此外，四川省曾在《通知》出臺前嘗試推動水電直連數(shù)據(jù)中心的模式。盡管根據(jù)《通知》，核電、水電都不算是國內有政策規(guī)定的“綠電直連”，但這并不妨礙類似的商業(yè)模式在各方利益得到充分協(xié)調的情況下，突破政策文件限制，實現(xiàn)更多清潔能源的利用形式。

不過，拋開綠電直連模式帶來的降價優(yōu)惠，如何實現(xiàn)更好的減碳目標，還要對中國標準與歐盟認證的兼容性進行探索，直供電量與綠色電力證書交易銜接，確保每度直供綠電的環(huán)境價值有據(jù)可查，用戶購買直供電對應綠證以滿足其可再生能源消納責任，以避免“概念先行、落地滯后”的長期隱患。

綠電直連的“物理路徑”清晰可見。但打通這條路徑所需的“制度通道”，其復雜程度遠超架設一條專線。這場博弈的最終?局，或將超越中國新能源產業(yè)層面，進而帶來整個既有利益格局的重組。

編輯：趙凡