数字储能网讯：我国已进入实现碳达峰目标的攻坚关键期，园区成为碳排放精准治理的最小执行单元，是落实“双碳”目标的重要管理抓手。2024年中央经济工作会议首次明确“建立一批零碳园区”，2025年6月，国家发展改革委等部门发布《关于开展零碳园区建设的通知》，同年12月首批国家级零碳园区建设名单公布，零碳园区建设已进入系统性部署、规模化推进的新阶段。

绿电是零碳园区的能源基石，在国家级零碳园区指标体系中占有关键地位。对于在建零碳园区而言，通过模式创新破解绿电接入与消纳难题，最大化利用周边配套资源与新建设施，因地制宜推进能源低碳化方案，已成为园区高质量发展的核心路径。

一、绿电应用创新模式

（一）绿电直连模式

绿电直连模式下，新能源发电不再接入公共电网，通过专用线路直接向单一用户供电，实现电量的清晰物理溯源。内蒙古鄂尔多斯零碳产业园配套了38.5万千瓦的风光储项目，实现了80%的绿电来自园区周边风光直供、20%通过绿电交易的高度自主的绿色能源体系。江苏盐城大丰港零碳产业园通过专线连接的13.76兆瓦集中式光伏电站，预计2030年实现85%的可溯源绿电使用。绿电直连模式既解决了园区绿电消费需求、高效消纳周边风光资源，更助力园内企业凭借可溯源绿电生产资质认证绿色产品，有效突破国际绿色贸易壁垒。

表1   鄂尔多斯零碳产业园工作内容

（数据来源：内蒙古自治区科技厅、鄂尔多斯市人民政府、新华网等）

（二）源网荷储模式

源网荷储模式，有别于传统的“源随荷动”模式，依托先进的信息通信技术和市场化机制，激活负荷侧和储能的调节潜力，实现“荷随源动”或“源荷互动”的新模式。内蒙古鄂尔多斯零碳产业园通过自建配电网和变电站，通过源网荷储管理系统，打通了源、网、荷、储等环节数据，实现灵活的负荷侧和波动的发电侧的毫秒级实时供需匹配。源网荷储模式可使园区电力系统更好地适应绿电的波动特性，提高清洁能源的利用效率。

（三）AI赋能模式

AI赋能模式，基于人工智能快速响应和深度学习的特性，对发电侧做到精准预测，对负荷侧做到柔性快速调节，达成大规模能碳系统的无人化管理与高效优化。新疆乌鲁木齐甘泉堡经济技术开发区部署应用AI管理平台，通过动态感知与精准预测，能耗数据准确率达到98%以上，管理效率提高40%。AI赋能零碳园区的绿电解决方案，核心价值在于将负荷从能源系统的“被动接受者”转变为“主动参与者”，通过精准预测、智能调度与快速控制，实现源荷全链条高效互动。

二、面临的挑战

从“绿电直连”的物理直达，到“源网荷储”的系统协同，再到“AI赋能”的智能优化，绿电模式创新从“粗”到“细”，从“易”到“难”。然而，在零碳园区建设过程中，应用和实践绿电模式创新方案仍面临着不同程度的挑战。

第一，供需稳定性矛盾凸显，推高实施成本。风光能源的间歇性、波动性与下游企业（尤其是精密制造、医药化工等）对电力供应连续性、稳定性的刚性需求形成核心冲突，这一矛盾在高比例绿电接入场景下更为突出。尽管可通过增加储能配置或升级源网荷储模式平抑波动，但也显著提升了项目刚性成本与实施复杂度。一个100兆瓦光伏直连项目，专线建设成本约1亿元，并网型项目配套20%容量的储能系统增加投资约1亿元，约占总体投资20%，离网型项目则需大幅增加储能配套，直接导致项目投资回收期远超常规新能源项目。

（数据来源：自然资源保护协会、中关村储能产业技术联盟等）

图1   我国并网型和离网型绿电直连项目投资对比示意

第二，技术集成复杂度高，项目落地难度较大。源网荷储与AI赋能模式涉及光伏、风电、储能、配电、智能控制等多领域技术融合，且不同设备厂商的系统接口、数据标准不统一，形成“信息孤岛”，严重影响协同效能。需要柔性协调供需双方的灵活匹配，也要以秒级/毫秒级进行快速响应调节，确保系统长期稳定运行，相关技术攻关与工程落地仍需行业持续投入。

第三，电价机制尚未完善，谈判博弈制约落地。当前绿电定价尚未形成兼顾环境价值与成本公平的成熟体系，供需双方诉求分歧显著。绿电供给方主张通过绿色溢价体现碳减排价值与环境权益，主张绿电应溢价10%～15%，而用电企业则基于直连消纳的成本优势，期望电价低于电网标杆电价5%～10%，而目前的交易与价格机制要求正常缴纳输配电费用等，电价谈判空间有限，供需双方的诉求分歧导致谈判陷入僵局，拖累项目落地进度。

三、相关建议

目前国家级零碳园区名单发布，未来将出现大量零碳园区或者园区的低碳化改造，园区对绿电的需求将进一步提升，需要把绿电的创新模式解决方案作为未来发展的重要方向。

一是创新绿色金融工具，拓宽资金供给渠道。针对园区整体转型需求，设计并发行绿色债券、基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）等综合性金融产品，从省级层面统筹金融资源供给，搭建“政策引导+市场运作”的资金支撑平台。一方面，聚焦储能设施、电网升级等核心环节，鼓励园区联合新能源企业发行碳中和债、绿色项目收益债；另一方面，加快将成熟绿电项目纳入基础设施REITs试点，如通过REITs盘活存量光伏电站资产，吸引保险、基金等社会资本深度参与。通过设立省级绿电项目引导基金，对高比例绿电接入园区给予贴息补贴，重点扶持技术创新型绿电项目，形成闭环资金机制，保障项目持续推进。

二是鼓励加大技术研发投入，突破系统集成瓶颈。以行业龙头企业为牵头单位，联合高校、科研院所组建产学研用协同创新联盟，优先统一绿电系统数据接口、通信协议等核心技术标准，破解设备兼容“信息孤岛”难题；建立跨园区能碳数据共享机制，通过平台打通不同园区发电、负荷、储能等数据资源，为AI算法迭代提供充足数据支撑，推动绿电技术从试点示范向规模化落地转变；依托首批国家级零碳园区，打造技术集成示范基地，重点建设“风光储+AI调度”一体化试验平台，优先落地设备兼容、算法迭代等示范项目，总结形成可复制、可推广的标准化解决方案。

三是尽快完善交易机制，释放绿色价值潜力。从国家层面明确绿电交易规则，优化目前的交易机制，构建“基础电价+绿色溢价+辅助服务收益”的多元定价体系，挖掘供需双方更多议价空间和定价模式。支持园区整合分布式能源资源构建虚拟电厂，参与电力现货市场与调峰辅助服务市场获取额外收益；推动绿电环境价值与国际绿色贸易标准对接，将可溯源绿电消费纳入企业出口产品绿色认证体系，助力企业获得国际市场溢价，全面释放绿电的经济与环境双重价值。

图2   通过绿电交易规则完善释放绿电和零碳园区价值的框架

随着国家级零碳园区名单公布，未来将迎来零碳园区新建与存量园区低碳化改造的热潮，园区绿电需求将持续攀升。唯有破解当前模式落地的核心难题，持续深化绿电模式创新与机制完善，才能为零碳园区建设筑牢能源根基，助力“双碳”目标如期实现。