中国储能网讯：近日，内蒙古能源局就《内蒙古自治区绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》征求意见，《方案》鼓励绿电直连项目通过配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，提升自平衡、自调节能力，尽可能减少系统调节压力。
这是今年绿电直连上升为国家层面战略后，第5个地方省份明确绿电直连项目配储。
在 “双碳” 目标纵深推进与全球低碳转型的双重驱动下，风电、光伏等新能源装机规模持续扩大，但“弃风弃光”问题成为制约能源转型效率的主要因素，另一方面，在国际贸易绿色壁垒下，绿色电力正在从产业“可选项”升级为发展“必答题”。
绿电直连配储模式的出现，为破解这些难题提供了有效路径。
绿电直供是指新能源发电企业通过物理专线或虚拟直连方式，直接向终端用户供应绿色电力，并附带可溯源的绿证认证，项目建成后，可以自主选择离网运行模式或并网运行模式。
绿电直供过程中配套储能系统平衡供需波动，可实现新能源从可发到可用、好用的跨越。
绿电直连配储的核心逻辑的是“直供+储能”双轮驱动。
直连模式跳过传统电网调度的中间环节，让新能源发电企业与工业用户、数据中心等负荷中心建立直接供电关系，既减少了电力传输损耗，又为用户提供了稳定的绿色电力来源；而配套的储能系统则像“电力缓冲器”，在新能源出力过剩时储存电能，在出力不足时释放，精准匹配用户的用电峰谷需求。
这种模式下，新能源发电的间歇性、波动性被有效平抑，电力供应的可靠性大幅提升,不仅能提升新能源消纳率，还能为产业链带来多重价值。
对发电企业而言，直供协议保障了电力销路，降低了市场波动风险；对用户来说，绿电直连意味着更低的用电成本和更清晰的碳足迹，助力企业实现绿色生产转型；对电网而言，分布式的储能配置减轻了主干网的调峰压力，提升了电网运行的灵活性。
2025年5月，国家发改委和国家能源局联合发布《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、类型与建设原则，将其划分为并网型与离网型两类，厘清了长期模糊的权责界面，为计量、调度、考核提供了制度基础。
9月，国家发展改革委、国家能源局出台《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，明确按照“谁受益、谁负担”原则，就近消纳项目(绿电直连、零碳园区、源网荷储一体化)公平承担稳定供应保障费用(输配电费、系统运行费等)。
有业内人士分析认为，该文件最大受益者是储能行业，因为文件首次提出了基于容（需）量的“全新一部制电价”，从全新一部制电价算法可以看出，“所在电压等级现行电量电价标准”“平均负荷率”“730小时”三个参数固定不变，绿电直连项目唯一可优化的变量是“接入公共电网容量”。
要降低接入容量，需增加储能配置，提升“源-荷-储”协同控制能力，尽量减少接入变压器容量。
国家层面出台绿电直连政策以来，已有10省份发布了12个绿电直连相关的政策文件，其中，除了内蒙古政策鼓励绿电直连配储，还有云南、青海、陕西、山东4个省份也在正式文件或征求意见稿中明确了绿电直连项目配置储能的要求，以提升项目灵活性调节能力，保障电网安全稳定运行。
7月8日，云南省出台首个省级 “绿电直连”实施方案，这份名为《云南省推动绿电直连建设实施方案》明确提出，并网型绿电直连项目应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，确保与公共电网的交换功率不超过申报容量，自行承担由于自身原因造成供电中断的有关责任。
7月11日，《青海省绿电直连实施方案》要求，并网型项目按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型、装机规模和储能规模，以自发自用为主，余电上网为辅。
7月30日，陕西省《关于组织开展绿电直连试点工作的通知》规定，并网型项目需按照“以荷定源”原则确定新能源电源类型、装机规模和储能规模，自发自用为主，余电上网为辅。
9月28日，《山东省有序推动绿电直连发展实施方案》强调，并网型项目应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，充分提升项目灵活性调节能力，尽可能减小系统调节压力。
笔者认为，绿电直连配储或将出现在更多的地方省份绿电直连落地政策中，未来，随着电力市场机制完善，储能容量电价政策优化，同时叠加储能技术降本增效，这一模式将逐步推广，覆盖更多的应用场景，成为推动能源清洁转型、实现 “双碳” 目标的关键支撑。