綠電直供！全國首爐源網荷儲“綠色合金鐵水”產出！

日前，在包頭達茂零碳園區的綠色純凈金屬冶煉項目現場，機器人自動打開全封閉礦熱爐出鐵口，通紅的鐵水奔涌而出。這是全國第一爐由源網荷儲技術支撐的“綠色”合金鐵水，其電力來自40公里外的草原的風能。

長期以來，硅錳合金冶煉是典型的高耗能、高排放行業，傳統工藝每噸耗電約4000度，嚴重依賴火電。項目通過重構能源底座，總規劃12萬千瓦新能源、配建2.2萬千瓦儲能，綠電通過110kV變電站直供礦熱爐，使綠電占比達70%。每年約5億千瓦時用電量中，超過3.5億度來自風電，對比傳統工廠年減排二氧化碳超20萬噸，實現從源頭減碳。

項目采用源網荷儲一體化模式，通過自適應多源發電協調系統和儲能調峰，讓不穩定的風變成可控的工業電，風大多用、風小由儲能補足。同時，全流程機器人系統全面替代人工，DCS系統實現毫秒級精準控制和集中調度，自研智能調控系統利用機器學習算法動態優化負荷，技術領先全球鐵合金行業。

該項目帶來生態、經濟、社會三重紅利：全面投產后年產值10億元、稅收5000萬元、帶動本地就業500人；每年減碳超20萬噸；尾氣回收發電，除塵灰、廢渣全部外銷循環利用，實現“零廢”工廠。

據介紹，此項目推進節奏緊湊：2024年8月獲自治區能源局批復，2026年1月工廠送電，3月源網荷儲項目整體送電，4月24日出鐵。團隊以“產能置換+零碳園區評分機制”的創新路徑獲得新能源指標，成為包頭首個新能源側與負荷側同步建設、同步投運的六類市場化項目。

首批“綠色”鐵水的出爐，標志著鐵合金行業實現了“高比例綠電直供+機器人規模化替代+全流程智能調控”的商業化閉環，證明高載能不再是高排放的代名詞。這爐由草原的風吹出的“綠色”鐵水，為內蒙古自治區新型工業化和零碳發展提供了有力樣本，為構筑祖國北方重要生態安全屏障和國家重要能源基地貢獻了“綠色方案”。

與此同時，對對鋼企而言，最合適的綠電獲取方案是什么？

整體來看，綠電直連為鋼鐵企業發展電爐鋼等低碳生產路徑提供了新的綠電解決方案。不過，企業在選擇綠電直連時，也需要充分評估自身能力和實際需求。

首先，項目前期投資通常較高，且回收周期長，更適合資金實力較強的大型企業。這主要是因為綠電直連項目前期投資不僅包括電源側電站建設，還包括配套的直連線路、變電站和儲能設施（一般為可選配置），同時也對企業運營管理能力提出了較高的要求。對于中小型企業而言，除了自建項目之外，還可以關注周邊地區國家級零碳園區建設進展，以減少前期高額的資本支出。2025年12月份，國家已明確提出要推動綠電直連在國家級零碳園區落地，并提供資金支持，各省份通常也會為園區能源系統建設提供額外補貼。如果零碳園區實現100%離網運行，企業還能進一步節省電力系統附加費用。

其次，企業在選擇綠電直連時應合理測算自身實際用電需求和裝機規模。一是需要滿足政策對于電力使用比例的要求；二是根據當前并網型項目輸配電費計算方法，若直連項目平均負荷率低于所在省份規定水平，則會帶來額外輸配電成本，應慎重采用。

最后，企業應當考慮下游客戶的需求進行綜合考慮。對于出口業務為主的企業，通過綠電直連獲取可追溯的低碳電力，將有助于明確產品的低碳屬性，更好地適應未來國際貿易政策變化，并降低潛在的碳成本。對于非出口導向型的企業而言，“雙碳”亦是大勢所趨，例如鋼協正積極推進與港澳地區建筑行業加強綠色低碳鋼材應用合作等。因此，鋼企應當積極探索推動綠電的使用，滿足下游的低碳需求。

鋼鐵企業在充分了解現行政策的基礎上，可以布局最合適的綠電獲取方案，在提升綠電比例的基礎上提高用電經濟性。不過，在全國統一大市場建成前，現階段電力市場仍顯示出很強的地域性。由于各地進度不同、政策不同、電源結構也不同，企業需因地制宜尋找最適合自身需求的綠電獲取方式。

以江蘇為例

詳解兩大路徑及適用邊界

路徑一：自建分布式新能源，直接有效但規模受限

利用廠區建設屋頂光伏項目是鋼鐵企業自建新能源的普遍選擇。當前，最大規模的屋頂光伏項目是寶鋼股份下屬寶山生產基地建設的148兆瓦光伏項目群。此外，河鋼、沙鋼、太鋼不銹、中天鋼鐵集團、鞍鋼集團也都鋪設了15.8兆瓦~72.5兆瓦不等的分布式光伏。

這些屋頂光伏項目通常被界定為大型工商業分布式光伏，不僅能為企業提供直接綠電供應，在滿足一定政策條件的情況下，還能通過出售富余電力為企業帶來額外收入。2025年1月份，國家發布的《分布式光伏發電開發建設管理辦法》規定了大型工商業光伏的上網方式，即只有在電力現貨市場連續運營的地區，大型工商業光伏才可以反向向電網售電進行現貨交易，獲得額外收益。

除此之外，在執行層面，各省份往往有不同的細則要求。在江蘇，電力現貨市場于2025年9月份實現了連續結算試運營，可以實現余電上網，但是選擇該方式的企業屋頂光伏項目需要按照集中式光伏電站備案。由于目前分布式電源每月上網電量不穩定，預測難度較高，所以江蘇在2026年期間自發自用的分布式光伏項目仍以中長期的月度/月內交易為主。同時，江蘇沒有限制自發自用的比例。

136號文在這些項目保證自身綠電供給之余，通過建立新能源價格場外結算機制（機制電價）為余電上網的電量守住了收入底線。若市場交易價格低于機制電價，電源會獲得差價補償，反之，當交易價格高于機制電價時則會扣除差價。這種“多退少補”的結算方式，給發電企業提供了一個穩定的預期，同時也保障了最低收益。除此之外，各個地區也出臺了136號文細則。江蘇對于參與電力現貨市場的電量實施了限價，以平抑現貨市場電價的大幅波動。

整體來看，自建分布式光伏是鋼鐵企業直接獲取綠電及綠證的有效途徑。隨著中國電力市場建設不斷完善，部分項目還可以通過余電上網的方式獲取額外的收益。但是由于場地限制，自建分布式光伏只能滿足企業極少的可再生能源電力需求。目前，國內最大的寶鋼股份寶山基地廠房屋頂光伏項目年發電量高達1億千瓦時，但是僅占總用電量的1%左右。這一比例在規模較小的鋼鐵企業中也十分常見，如陜西省某鋼鐵企業擁有11.17兆瓦光伏發電項目，其綠電使用比例同樣不足1%。這種分散式自發電模式，從規模經濟和社會整體效率角度看，并非資源配置的最優方式。隨著我國可再生電力供應規模持續快速擴張，其消納更需要依托全國統一電力市場進行優化配置。

路徑二：參與電力市場交易及購買綠證是主流途徑，企業需熟悉相關政策及交易規則，提前規劃

電力市場交易包括中長期交易、現貨交易、綠電交易。參與綠電交易或者單獨購買綠證是鋼鐵企業滿足綠電需要（這里的“需要”是指企業自身轉型目標的實現或者企業滿足國家對鋼鐵行業可再生能源消納指標的政策合規需要）的常見選擇。綠電交易是“證電合一”的交易，盡管電量與綠色價值（即綠證價格）分開標價，但綠證會在電量交易發生的同時轉移到購電方。綠電交易同時也是中長期交易的一種，往往以多年、年度、月度以及月內為時間標的，并通過雙邊協商、集中競價或者掛牌方式達成交易。綠證交易則是單獨購買可再生能源綠電證書的行為，不與物理電量綁定，但是可以作為鋼鐵企業滿足可再生能源消納指標考核的官方憑證。

企業如果高度依賴綠電和綠證交易，未來可能會面臨綠電或者綠證供給下降、價格上升的風險。原因在于，136號文強調對于“納入機制的電量，不重復獲得綠證收益”，意味著納入機制的這部分電量不再參與綠電交易，也不再獲得相應的可交易綠證，從而導致綠電交易總量減少，新核發的可交易的綠證也會減少，鋼鐵企業將難以依賴這一單一的途徑獲取綠電。

按區域劃分，電力交易可分為省內交易、省間交易，省間交易按照交易的內容又可以分為常規省間、省間綠電。省間交易對于可再生能源資源較少而用電需求量大的區域十分重要。以江蘇為例，2023年江蘇省鋼鐵企業年用電量高達491億千瓦時，占全省工業用電量的9.1%、社會用電量的6.2%。但是江蘇省2025年度綠色交易電量大約只有210億千瓦時，這部分電量不到鋼鐵企業年用電量的一半，且還需滿足其他行業需求。如果江蘇未來實現工業電氣化和低碳化，省內綠電供給難以覆蓋需求，跨省購電將不可或缺。目前，江蘇已經有多條常態化省間線路，將青海、新疆等8個省份的綠電輸入江蘇。同時，江蘇規劃了到2027年輸電能力達4600萬千瓦的外來電通道、13000萬千瓦可再生能源接網消納規模以及400億千瓦時的綠電交易供應電量。

對于企業來說，參與省間電力交易需多關注電力平臺公告，注意申請時間線并積極同省外電源協商達成雙邊協定。以江蘇為例，2025年10月份，電力交易中心就已經開始收集2026年度多年期的綠電交易意向。月度交易則大約提前半個月左右，由北京電力交易中心發布某條具體線路的競價通知。另外，省間交易有明確的交易優先級，年度（含多年）優先于月度（含多月），月度優先于月內，中長期交易優先于省間現貨，只有前一級電力交易還有余量，才會開啟下一級的電力交易。因此，省間交易量幾乎來自于中長期合同，鋼鐵企業如果有省外購電的需求，應根據年度和月度用電需求，積極同外省電源企業溝通，提前鎖定綠電供給。

綠電供給有限

鋼企能源轉型面臨電網結構性制約

當前，分布式光伏和綠電交易規模仍然有限，難以為鋼鐵轉型提供充足的低排放電力。要根本解決鋼鐵行業這一轉型難題，離不開電力行業深度脫碳的努力，即提高新能源發電比例，推動電網排放因子的下降。降低電網排放因子不僅能幫助企業以更低的成本生產低碳鋼鐵（構建模型得出的結論），還會影響歐盟CBAM中對于電力作為間接排放計算的默認值，可幫助有出口需求的鋼鐵企業降低合規成本。

因此，鋼鐵行業轉型需要多方協同推進，電網的清潔程度也決定了鋼鐵企業能從電力市場中獲得多少風光電量。各省份的電源結構是電力市場各類交易的根基，而風光發電量則進一步限制了電力市場中風光電力的實際可交易規模。以江蘇為例，其電力供應結構仍以火電為主，盡管新能源發展勢頭迅猛，但截至2025年，火電仍占總發電量約80%，風光發電量僅占12%，約775億千瓦時。

根據江蘇省年度常規電力交易公示，火電同樣是主力，占2026年度交易總成交量的93%；其次是核電，約占5%；風光電源交易量在常規電力市場交易和綠電交易中都偏小。以江蘇2025年風光總發電量約775億千瓦時來考慮，即使綠電市場擴張到現在的3倍，新能源的電力也無法成為市場主力。對于江蘇來說，如果想讓風光成為電力交易的主流選擇，根本上仍需要大力推動電網的減碳。依托全國統一電力市場進行優化配置不僅有助于提升系統效率，也有望為鋼鐵等大型電力用戶提供更加穩定、成本更具競爭力的可再生電力。只有通過市場化機制實現專業分工，讓發電側專注供給、用電側專注生產，才能推動全社會生產效率達到更優水平。

市場波動加劇

鋼企綠電難以依賴單一途徑

電力市場政策不斷推陳出新，但大多針對發電方，鋼鐵企業關注點應側重于其可能帶來的價格變化。

以136號文為例，新能源全面入市并不會改變江蘇可再生電力總量。曾經被保障性收購的電量仍流動在電網中，只不過新能源發電方的收益模式從固定模式轉向了市場化。這會給企業，尤其是高度依賴綠電和綠證交易的企業帶來一定影響。136號文強調對于“納入機制的電量，不重復獲得綠證收益”，意味著部分曾參與綠電交易的電量會被納入機制電價，參與常規電力市場。江蘇省內綠電年度交易量從2025年的52億千瓦時直降34%到2026年的18億千瓦時。隨著綠電交易總量減少，新核發的可交易的綠電綠證也會減少，相應的未來綠電綠證的數量也會減少。鋼鐵企業的能源轉型將難以依賴單一電力獲取途徑，而應該更注重多種方式的結合。

常規電力市場交易模式又細分為3類，集中競價、掛牌和雙邊協定。根據分時段交易價格曲線，3種方式均價目前相差不大，集中競價和掛牌交易波動浮動較大，通常在午間價格較低，但是夜間較高，高點價位甚至會超過雙邊協定（即長協）的均價。長協加權平均價格大約在345元/兆瓦時，價格在一天之內幾乎沒有波動。價格穩定性是雙邊協議受到賣方青睞的主要原因。因此，綠電交易以長協為主，綠電交易量在一天之內相差可達1.3億千瓦時，但是交易價格的波動最大只有10元/兆瓦時。

從現貨市場來看，交易均價具備優勢，普遍低于中長期交易價，這也符合全國的趨勢。筆者隨機選取了江蘇電力現貨市場一日的交易情況進行研究發現，均價與年度交易公示價格相比非常有優勢，大約低8%。且現貨市場15分鐘一次出清，價格在日內受供需變化影響顯著，從圖中可以觀察到明顯的價格低谷時段。

對于鋼鐵企業來說，應該結合自身需求和業務環境多維度的考慮綠電獲取途徑。單從價格上考慮，鋼鐵企業耗電量大，通過簽訂長期雙邊購電協議有利于穩定電價，使其用電成本更可控。尤其是隨著電力市場建設更加完善，可再生能源比例大幅提高，價格對供需的反應會更加的敏感。使用電爐工藝的企業，憑借其啟停靈活的特點，可以更有效地利用電價差異優化生產安排，在電力成本較低時間段進行生產，同時安排綠電交易和現貨交易結合。綠證可以幫助企業實現低碳目標，也是可再生能源消納比例的核算標準，但是對于有出口需求的企業存在一定風險，尤其是歐盟電池法案和CBAM的碳足跡核算方法尚不認可電力PPA（購電協議）及單獨的綠證。

當前，CBAM雖尚未要求鋼鐵行業為間接排放付費，但其對電力的要求高達小時級的物理溯源。這一背景下，有出口需求的鋼鐵企業，或者出口需求大的下游企業可以積極探索其他方式，比如場內分布式光伏、綠電直連。

來源：內蒙古日報、中國冶金報社等