中国储能网讯：近日，吉林省人民政府办公厅发布《关于促进吉林省新能源产业加快发展若干措施》（下称《若干措施》），提出支持新能源直供模式试点项目建设，支持10亿元投资以上的项目采取“自发自用为主、少量余电上网”方式开展直供模式试点[1]。

  据不完全统计，这是继山西、山东、内蒙古之后，第四个出台支持新能源直供模式政策的省区。

  早在2021年，国家能源局、农业农村部、国家乡村振兴局联合印发《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》（下称《实施意见》），就提出“创新发展新能源直供电”，实践层面则鲜有项目落地。多位业内人士认为，新能源直供模式有望得到欧盟碳边境调节机制（以下简称CBAM）等国际减碳相关规则的进一步认可，但在经济性等方面存在挑战。

政策先行，鲜有落地

  2017年11月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源[2017]1901号），提出组织分布式发电市场化交易试点，业内普遍认为这标志着“隔墙售电”概念提出。

  2021年12月，前述《实施意见》提出创新发展新能源直供电、隔墙售电等模式，[2]新能源直供电也开始进入行业视野。

  此后，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，国家发展改革委、国家能源局、财政部等9部门印发《“十四五”可再生能源发展规划》等文件，出于鼓励用户侧使用新能源的目的，均提到开展新能源直供电试点。

  2022年以来，除吉林外，山西、山东、内蒙古等地方相继出台了鼓励新能源直供电试点的政策。2022年9月，山西省发展改革委、山西省能源局发布《山西省可再生能源发展“十四五”规划》提出，在工业园区、大型生产企业和大数据中心等周边地区，因地制宜开展新能源电力专线供电，推动绿色电力直接供应。[3]2023年8月，山东推动绿色电力直接供应，鼓励工业企业就近就地开发利用可再生能源，提升绿色电力使用比例。[4]同年10月，内蒙古自治区提出着力开展“两高”项目绿电替代（“两高”指高耗能、高排放）。采取绿电直供、绿电交易等方式，开展高耗能用电负荷绿电替代，参照市场化消纳新能源项目要求开展存量负荷绿电直供试点工作[5]。

  内蒙古自治区工业和信息化厅官网上发布的《对自治区十四届人大一次会议第305号建议的答复》显示，2022年11月，内蒙古自治区能源局提出在征得电网公司同意的前提下建设600兆瓦风力发电新能源项目，并通过专线形式向包钢（集团）公司供电；同时在尾矿库建设400兆瓦光伏，直供包钢（集团）公司新增负荷。

  “绿电直供可替代29.06亿千瓦时购网火电电量，按照新能源电量到户电价0.3元/千瓦时计算，年可节约用电成本5亿元；‘绿电直供＋绿证交易替代’的方式，可为包钢减少能耗186万吨标准煤（等价值），减少碳排放257万吨，加快包钢钢材低碳零碳产品认证，减少碳关税对包钢生产经营的影响[6]。”

  公开报道显示，2023年12月，包钢（集团）公司白云鄂博矿区绿电直供150兆瓦风电项目奠基仪式举行，这个项目是内蒙古第一个通过绿电直供方式消纳存量负荷的新能源项目，项目建成后，风力发电将直供白云矿区，实现绿电置换[7]。

  不过，除内蒙古自治区外，多位电力从业者告诉《南方能源观察》（以下简称eo），目前新能源直供电试点仍然较少。

或将得到国际碳减排规则认可

  2023年10月1日起，CBAM正式进入试运行阶段，过渡期到2025年底，2026年至2034年逐步全面实施。

  新能源直供电能否被CBAM等国外机制充分认可？中国碳中和50人论坛特邀研究员、海华永泰（北京）律师事务所高级合伙人吴必轩表示，在CBAM规则下，企业的间接排放是使用电网的平均值，只有在直连和PPA这两种例外情况下可以使用电源的实际排放值。理论上讲，这个实际值可能低于，也可能高于电网平均值，视电源的情况而定。“为什么CBAM承认直供电的实际排放呢？因为相较于网电，直供电的排放更能说得清楚。2026年CBAM进入收费阶段后，仅对水泥和化肥的间接排放收费，对钢铁、铝和氢的间接排放暂不收费。在CBAM对间接排放收费的前提下，使用绿电直连确实可以减轻CBAM负担。”

  中国碳中和50人论坛特邀研究员、北京电链科技有限公司双碳事业部总监郑颖指出，按照目前CBAM的有关规则，新能源机组与用户在物理直联的情况下可以按照实际值计算碳排放。“采用新能源直供电可以简单、直接地在碳排放核算中体现新能源的环境价值，是符合大部分国际规则且最少争议的方式。”

  一位跨国企业电力相关负责人曾向eo介绍过其对绿色行业的“偏好链”，自建“风光”自发自用得到的国际认可程度是最高的，其次是PPA模式，最后是购买绿证。

  多位电力从业者表示，在碳确权方面新能源直供电基本等同于自建“风光”自发自用，在新能源的物理使用方面最易确认，区别是新能源直供电通常需要新增新能源专线。

  然而，也有电力从业者表示，我国目前还没有碳计量体系，虽然新能源直供电的碳排放在物理性上最容易被确认，但这种模式能否被国际减碳相关的规则充分认可目前还有待明确。

  香港中文大学（深圳）高等金融研究院能源市场与金融实验室主任赵俊华认为，这取决于中国和欧盟之间的贸易谈判，一方面中国要加速建立国内的碳计量体系，另一方面要推动碳计量体系对接国际标准。

经济性等存挑战

  多位电力从业者介绍，虽然新能源直供电是值得推广的提高终端消费新能源比重的模式，也有望得到CBAM等国际减碳相关规则的进一步认可，但在实际操作层面存在诸多挑战。

  资深电力从业者杨萌认为，建设新能源直供电项目无论对大型生产企业还是对新能源企业来说都是风险较大的投资，投资周期较长，供需关系单一，收益存在一定风险。

  杨萌提到，目前的核心困难是新能源技术经济成本与预期收益之间的矛盾。“在当前技术条件下，新能源如果离开大电网的支持，自平衡成本很高。”

  另一位资深电力从业者解释说，新能源出力不稳定，需要承担波动性风险，目前长时储能技术发展有限，难以支撑长周期大规模经济性应用。在这种情况下，解决方案之一就是新能源直供与自备煤电厂配合运行。“国家支持火电和新能源联营联运，通过这种方式，发挥火电对新能源发电的保障作用，同时可以部分化解火电融资难的问题，在保障安全稳定供应的情况下，解决新能源与火电发展面临的一些实际困难。”

  杨萌认为，虽然在电量层面，新能源直供电可能对燃煤自备电厂起到替代作用，但在电力层面还有很长的路要走。“当前技术条件下新能源直供电项目必然需要大电网支持，目前还没有相应的机制。”