6月5日‌，国际能源署发布第十版《世界能源投资报告》显示，今年，清洁能源技术吸引的资本将是化石燃料的两倍。约2.2万亿美元将投向可再生能源和核能、储能、低碳燃料、能效提升和电气化等领域。其中，太阳能领域的投资将达到4500亿美元，是报告显示的最大单项投资，凸显电力技术（如光伏、风电和储能）的主导地位。

在国际能源署看来，随着能源领域投资不断刷新历史纪录，以光伏、风电、电池等为代表的电力领域投资已远超传统化石燃料行业，全球即将进入全新的“电力时代”。

6月24日，国际能源署发布的《2025年能源进展报告：追踪可持续发展目标7》呼应了这一观点，报告指出全球近92%的人口已获得基本电力供应，在十年内首次看到缺乏基本电力供应的人数减少。国际能源署的另一组数据显示，2024年全球电力需求同比激增4.3%，增速达过去十年均值的2倍。清洁电力正从补充性能源升级为增长主力。

国际能源智库Ember发布的《2025年全球电力评论》报告则显示，2024年全球清洁电力占比达40.9%。国际能源署能源市场和安全总监贞森惠佑指出，这一跃升反映了世界能源系统的根本性转变。特别是随着电动汽车规模化应用、绿氢制备产业化及人工智能（AI）算力集群的爆发式增长，电力系统的低碳化转型将成为全球能源深度脱碳的关键推动力。一场以绿电直连为核心的能源革命正加速推进，其深度和广度或将超越一个世纪前的电气化浪潮。

中国成为进入全新“电力时代”引领者。第十版《世界能源投资报告》提到，过去10年，中国在全球清洁能源支出中的份额已从1/4上升至近1/3，这得益于中国对太阳能、风能、水电、核能、电池和电动汽车等一系列技术的战略投资。报告总结称，中国在减少对油气进口的依赖和在新技术领域发挥主导作用方面表现突出，其对外能源投资和官方融资支持中，越来越多的份额流向了清洁能源和清洁技术制造业。

在国内，记者7月6日从国家能源局获悉，随着全国多地出现高温闷热天气，叠加经济增长双重拉动，7月4日全国最大电力负荷达到14.65亿千瓦，创历史新高，较6月底上升约2亿千瓦，较去年同期增长近1.5亿千瓦。

年年迎峰度夏保供，年年电网负荷创历史新高，而今年的电力保供有了“新力量”。从今年2月份开始火起来的“绿电直连”在5月份迎来了顶层设计。国家发展改革委、国家能源局5月30日联合印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，首次从制度层面确立新能源“点对点”直供模式，支持部分新能源不直接接入公共电网，直接向单一电力用户提供绿电，这一政策不仅为出口型企业破解国际碳壁垒提供了“绿色通行证”，也为高耗能企业、出口型企业以及新能源发电企业等提供了新的发展机遇。

从煤炭到石油，再到今天的新电力时代，能源系统的底层逻辑已发生根本性转变，在传统与创新的交汇处，肩负起“保供应”和“促转型”双重使命的三大能源央企既是保障能源安全的守护者，又是新能源革命的开拓者。作为国内能源领域的核心企业，中国石油新能源业务投资规模达240.5亿元，同比增长21.7%，重点布局了光伏、风电、地热、氢能等清洁能源项目，电能消费占比提升0.8%，非化石能源占比提高了2.5%；中国石化2024年光伏发电量为1.32亿千瓦时，打造了“光伏+氢能”双轮驱动能源结构重塑；中国海油“海油观澜号”深远海浮式风电平台自2023年5月投运至2024年底累计发电3660万千瓦时，开创了“风电+气电+智慧电网”的海上供电新模式。三大能源央企转型式的保障能源安全的范式，共同勾勒出中国能源结构调整的深层逻辑，一如国际能源署提出的“能源安全的内涵已从传统的供应保障拓展至清洁技术供应链韧性、电力系统灵活性等新维度”。

电力转型重构能源安全格局

尽管全球面临地缘政治紧张局势加剧和经济不确定性等不利因素，但2025年版《世界能源投资报告》显示，全球能源投资在2025年仍将增至创纪录的3.3万亿美元，比2024年增长2%。其中清洁能源技术吸引的资本将是化石燃料的两倍。国际能源署执行干事法提赫·比罗尔表示，能源安全已成为推动今年全球能源投资增长的关键驱动力。

从今年清洁能源技术吸引的资本来看，能源安全已从单纯的“供应保障”拓展为包含清洁能源技术供应链韧性、电力系统灵活性等维度的复合体系。这种演变源于化石能源体系的目前显露的三大结构性缺陷：

一、地缘政治脆弱性。

4月国际能源署与英国政府联合举办的能源安全未来峰会，来自60个国家、50多家主要能源公司、国际机构和民间社会组织的120位决策者，共同讨论如何应对全球能源安全挑战问题时，达成的首要共识是：当前能源供应的不稳定性正在显著增加，引发全球煤炭、石油、天然气价格飙升，还冲击了新能源供应链。这些冲击反映出全球能源体系的深度互联，局部冲突可能引发连锁反应，尤其是依赖进口的经济体，短期内供应链中断的风险将持续存在，确保安全可靠的能源供应已成为各国的首要任务。

二、价格波动剧烈。

从能源安全未来峰会回顾的2024年以来油价走势可以看出，全球局部地区爆发的地缘政治冲突事件多次引发国际油价短期飙升，受美国对等关税政策和“欧佩克+”意外增产的双重打击，4月3日，WTI原油价格单日跌幅超过6%。2024年2月—2025年2月，欧洲天然气价格经历了震荡上涨，受俄乌冲突叠加极端天气的影响，欧洲的天然气取暖需求和发电需求进一步增加。数据显示，荷兰TTF价格从2024年2月的23.193欧元/兆瓦时，上涨至2025年2月的58欧元/兆瓦时，涨幅达150%。供应链短期震荡暴露出能源体系的脆弱性。

三、资源禀赋限制。

5月21日，在第29届世界燃气大会新闻发布会上，中国石油勘探开发研究院发布最新的全球油气资源评价成果显示，全球油气总可采资源量为18684亿吨油当量，剩余油气可采储量为3908亿吨油当量。

大宗商品数据服务商Kpler的数据显示，2024年下半年，全球原油库存比5年平均水平低1.37亿桶，浮动石油库存降至2018年的低点，低于5000万桶；2020年的创纪录库存高点曾接近2.5亿桶。

影响能源安全的风险叠加，能源安全内涵向多维度拓展。传统油气供应风险未减，地缘政治冲突、供应链阵营化、基础设施安全等挑战不断涌现。这些冲击反映出全球能源体系的深度互联，局部冲突可能引发连锁反应，尤其是依赖进口的经济体。

相比较，以电力为核心的能源体系变革正在突破传统能源安全困境。电力作为二次能源的载体，正通过“风光储”协同的新型电力系统，重塑能源安全底层逻辑。从能源发展的历史路径来看，电力系统的变革构建了能源体系转型的三重价值。

一、电力替代蒸汽动力的过程实质上是能源形态的质变。

在蒸汽时代，能量传递依赖笨重的机械联动装置，热效率普遍低于10%，而早期火力发电厂的能源转换效率已达15%以上。这种转变的关键在于电力实现了“能源二次转换”：通过发电机将热能转化为电能，再通过电动机将电能转化为机械能，形成完整的“发电—输电—用电”体系。1882年爱迪生珍珠街电站的投运，标志着集中式供电模式的诞生，其83%的持续供电可靠性远超蒸汽机的间歇性作业。

二、电力网络的空间扩展性彻底改变了能源地理格局。

蒸汽动力受限于气压传导距离，工厂必须沿河流分布。而1891年法兰克福国际电工展览会上，三相交流电成功实现175公里输电，使能源生产与消费实现地理分离。到1910年，美国已建成超过6000公里的高压线路，工业布局突破水文限制向内陆延伸。这种变革直接促成美国中西部工业带的崛起，芝加哥在20年内工业产值增长800%。

三、电力创造了全新的能源使用方式。

不同于蒸汽动力单一的机械能输出，电力可灵活转化为光能（电灯）、热能（电炉）、化学能（电解）等多种形式。这种多形态转换能力，使电力渗透到从纺织机械到电化学工业的全产业链。1900年巴黎世博会上，电气化设备贡献了67%的展品，预示着全能型能源时代的到来。

但是，传统电气时代（19—20世纪）的电力系统是建立在化石能源基础之上的。这一阶段的电力本质是能源转换媒介，并未改变碳排放增长曲线—进入20世纪，全球电力需求增长100倍的同时，碳排放量同步上升87%。其技术局限体现在：电网依赖同步发电机惯性稳定，能源效率天花板为40%（超临界燃煤机组），且发输配用各环节呈刚性连接。因此，要转型到深度脱碳能源系统的关键是提高可再生能源相对于化石燃料的成本竞争力。

进入21世纪，得益于技术创新的驱动，据牛津大学跟踪研究发现，2009年光伏大型地面电站度电成本为0.36美元，到2019年光伏成本下降89%，度电成本下降到0.04美元。而化石燃料尤其是煤电的上网电价成本几乎保持不变。背后的原因是，煤电发电效率最高达到47%，大幅度提高效率的空间不大，而且，化石燃料的电价不仅取决于技术，很大程度上还取决于燃料本身的成本。

全新电力时代的变革性在于重构能源价值链。据彭博全球环境基金（BNEF）的最新报告，预计2025年全球风能和太阳能发电的基准成本将分别呈现4%和2%的下降趋势。报告展望，随着全球风能和太阳能发电成本持续走低，2030年风光度电成本有望突破0.1元大关，可再生能源成为最廉价电源。

风电和光伏作为新兴绿色能源技术，光伏度电成本逼近火电，价格倒挂进入倒计时，其突破载体的资源禀赋限制，可以在任何符合条件的地方开展生产，比如分布式光伏投资门槛低，投资吸引力迅速提升，各行业争相参与投资建设。风电和光伏发电经济性和灵活性提升促使园区、大工业、工商业等用户利用分布式发电的意愿增加，而这也正在改变全球能源开发利用模式。

特别是，中国实践的“沙戈荒”大基地通过特高压将西部绿电直送东部，证明新型电力系统可同时解决能源安全与气候挑战，让全球能源系统从化石燃料为主导转向以清洁电力为核心的历史新阶段。国际能源署提出，能源安全越来越依赖电力，它能够通过风光配储等分布式能源的大规模部署降低对地缘敏感地区的化石能源依赖。

在能源绿色转型与时俱进的步伐中，电力转型逐渐融入生态安全框架，逐步实现能源系统与生态承载力的动态平衡。

“绿电直连”能源生产消费版图升级

当然，全新电力时代不是简单的“以电代煤、以电代油、以电代气”，而是需要工艺革命（如氢基炼铁）、材料创新（如碳纤维储氢）与系统重构（如V2G车网互动）的协同突破。作为占全球碳排放40%的关键行业，电力系统在供给侧通过技术突破清洁能源的间歇性困境，如CCUS技术为传统火电行业提供低碳的过渡路径；需求侧通过“电能替代”重塑终端的用能格局，如电动汽车规模化应用、工业电制氢突破高品位供热瓶颈。

回溯2014年，中国光伏度电成本还在1元/kWh以上，如今却能用0.3元左右的成本生产清洁电力。十年降本90%，但隐性成本依然存在—2024年我国光伏发电量占比达8.6%时，电网消纳瓶颈导致部分区域弃光率回升，储能配套不足更让约42%的分布式光伏难以充分释放价值。

如何充分释放“绿电”价值？在全球气候治理格局深度重构的背景下，“绿电直连”作为破解能源转型与碳关税壁垒双重挑战的制度创新渐行渐近。从国际视角来看，根据欧盟2024年4月公布的《新电池法案》下的碳足迹计算规则草案及各国对于电力直连的概念是：“连接独立发电站点与独立用户之间的电力线路，或连接发电企业与电力供应商直接为其自有场所、子公司及客户供电的电力线路”，“绿电直连”应是通过“拉专线”的方式连接新能源电站与用户。

2024年，欧盟的太阳能光伏发电量超过了煤炭发电量，占比达到了创纪录的30%。欧盟推出的REPowerEU计划（可再生能源计划），旨在到2030年大幅减少对化石燃料的依赖，并创新性地将电网现代化改造与终端电气化激励纳入统一的政策框架。这种转型一方面将能源安全与气候目标深度耦合，通过风光装机对冲地缘冲突带来的化石能源断供风险；另一方面建立“技术标准—产业政策—市场机制”的推进体系，碳边境调节机制（CBAM）正在重塑全球绿色贸易规则。

伴随“碳达峰碳中和”战略实施和新能源跃升式发展，国内部分电力用户较早提出了就地消纳、绿电直连的朴素认知与政策要求。特别是近两年全国“两会”期间，人大代表、政协委员和专家学者也从经济社会高质量发展角度提出多条有关绿电直连的政策建议。新能源消纳困境与国际碳壁垒倒逼形成的复合动因，这两年我国先后出台了一系列的引导政策。在《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》（发改能源〔2024〕1537号）中提出“支持新型基础设施发展绿电直供、源网荷储一体化项目”；在《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》（国能发法改〔2024〕93号）中提出“探索建立通过新能源直连增加企业绿电供给的机制”；在《2025年能源工作指导意见》（国能发规划〔2025〕16号）中提出“研究制定绿电直连政策措施”。

5月30日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（以下简称《通知》），从四个方面对加强规划引领进行部署。一是在项目建设上区分四种情形，对存量负荷、新增负荷、出口外向型企业、新能源消纳受限等情况，分门别类予以规范。特别是对具有自备电厂的存量负荷，提出足额清缴可再生能源发展基金前提下的绿电直连实施路径。二是在规划统筹上强调“三入”，即风光发电规模要计入省级新能源发电开发建设方案，项目建设方案要纳入省级或城市的能源电力和国土空间规划，特殊情况接入220（330）千伏电网的要纳入电力系统安全风险专项评估范畴。三是模式创新上强调三个明确，主责单位明确，原则上由负荷作为绿电直连项目主责单位；投资主体明确，规定了项目电源和直连线路允许的投资主体清单；源荷关系明确，电源与负荷不是同一投资主体的必须签订多年期购电协议或合同能源管理协议，划清责权事项。四是在源荷匹配上明确四项比例指标，即现货市场未连续运行地区不得向公共电网反送电；项目整体新能源自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%；占总用电量的比例不低于30%；上网电量占总可用发电量的比例一般不超过20%。

这里的新能源项目，既包括了分布式新能源也囊括了集中式项目。近些年来，随着新能源装机的爆发式增长，新能源就地消纳诉求变得愈加迫切。特别是2023年以来，西北新能源基地送出受限、东部部分时段光伏出力受限等问题突出，国家能源局提出2025—2027年每年新增新能源2亿千瓦的目标，全国新能源利用率不低于90%的红线。按当前装机测算，要达到90%利用率，则每年需要消纳风光电量约3.5万亿千瓦时。

电力安全事关国计民生和经济社会发展，安全运行是电力系统的生命线。完善电力安全治理体系、强化运行安全管理，以高水平安全保障新型电力系统高质量发展，支撑新型能源体系建设和碳达峰碳中和目标如期实现，是能源安全新战略的题中之意。《通知》对绿电直连项目运行效率和能源利用的精细化管理与引导，明确目标推动自发自用比例提升，合理限制上网电量比例，既考虑了新能源消纳的实际情况，又避免了大量绿电无序上网对公共电网造成冲击，体现了政策在保障电网安全稳定运行与促进新能源消纳之间的平衡，确保绿电直连项目与公共电网的协调发展。

据国家能源局有关负责人介绍，绿电直连项目分为并网型和离网型两类。其中，并网型项目的电源应接入用户侧，电源、用户和线路作为整体接入公共电网，并与电网形成清晰的物理界面与责任界面；离网型项目则完全不与公用电网发生电气连接，作为独立系统开展运行。《通知》允许新能源发电设施与工业用户通过专用线路直接交易，打破了延续百年的“发电—电网—用电”传统模式。这不仅意味着每度绿电都能精准溯源至具体风机或光伏板，更将重构整个能源产业的利润分配逻辑。

政策破冰，标志着我国电力体制改革在“框架构建”基础之上，通过新能源“源荷直连”模式创新，既破解了新型电力系统建设中的电网投资与新能源消纳压力难题，又满足了市场主体多元化用能需求，激活了新能源更大规模的发展潜力。而这一政策创新不仅是电力系统的一次结构性变革，更是“双碳”目标导向下能源治理现代化的生动实践，为新型电力系统的构建奠定了坚实的市场与制度基础。

记者注意到，今年的迎峰度夏多地已将挖掘用户侧和电网侧的资源放在了更重要的位置上，调控方式正在从传统的“源随荷动”向“源网荷储融合互动”转变。围绕负荷侧新业态的政策支持力度明显提升，建设进度提速显著。数据显示，2025年上半年中国绿电直连项目投资已达2470亿元，是传统电网投资的1.8倍。

值得注意的是，6月4日国家能源局发布《关于组织开展新型电力系统建设第一批试点工作的通知》明确，聚焦新型电力系统有关前沿方向，坚持重点突破，先期围绕构网型技术、系统友好型新能源电站、智能微电网、算力与电力协同、虚拟电厂、大规模高比例新能源外送、新一代煤电等七个方向开展试点工作。这些具有突破性意义的技术和模式试点，其中构网型技术方向试点工作将重点在高比例新能源接入的弱电网地区，以及“沙戈荒”基地大规模新能源外送地区，应用新能源或新型储能构网型控制技术。

对此，厦门大学中国能源政策研究院研究员林伯强表示，随着可再生能源的高比例接入以及终端电气化程度提升，传统的“发电跟着用电走”的源随荷动模式面临失效，取而代之的是源荷互动甚至“用电引导发电走”的以荷定源的新模式，如此才能实现适应未来以清洁能源为主导的能源结构，并实现灵活高效的电力系统建设目标。

电力系统核心技术的突破是支撑能源安全与能源转型的关键动力。国际能源署报告显示，到2030年，数据中心的用电量将增加1倍以上。这种爆发式增长倒逼能源系统加速转型，而AI自身恰好成为电力转型的赋能者。在发电侧，其智能预测优化了可再生能源消纳，解决了风光发电的间歇性难题。在电网侧，AI的动态增容技术使得美国PJM电网的输电能力提升了15%，智能诊断系统将故障响应时间缩短至毫秒级；在用能侧，需量响应系统通过机器学习实现负荷曲线与发电曲线的动态匹配。这种全链条智能化重构，使电力系统在承受激增的用电压力的同时，反而通过AI赋能突破了传统物理的约束，最终推动能源系统完成从被动到主动的安全升级。

三大能源央企直连“新电力时代”

《通知》创新提出的“谁用电谁主导”投资模式，允许负荷企业、发电企业或合资公司投资建设，打破电网企业垄断。这些制度的创新正在成为突破转型瓶颈的关键变量。

2023年3月22日，国家能源局发布《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025年）》，要求油气田着力构建多能互补新格局，加快从传统油气企业向“油气热电氢”综合能源供应商转变。这无疑是进一步推动了油气田发展新能源的进程。而对油气田来说，通过建设风光大基地发展新能源是其重要的选择，也是其实现新能源规模化的一条“捷径”。

在2023年4月7日，国家发改委、国家能源局下发的《关于印发第三批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单的通知》中，延续了之前的业主多是像华能、国家能源、国家电投、中核这样的发电企业，但令人眼前一亮的是这几份清单里出现了中国石油，项目有：内蒙古境内的鄂尔多斯苏里格“风光气储氢”一体化示范项目、甘肃境内的长庆油田油气田区域50万千瓦风光一体化基地项目、青海省境内的中国石油青海油田格尔木100万千瓦风光气氢项目。这三个项目的装机容量分别是300、50、100万千瓦，总装机达450万千瓦。

油田是产能大户，同样也是用能大户。有关机构统计数据显示，全国陆上油气区年用电量高达数百亿千瓦时。三大能源央企建设大型风光基地有节约成本和完成新能源装机配额的需求，也具有资源优势，东北、华北、西北地区的油气田多处于风电和光伏发电优质资源地区，可以就近消纳清洁电力。据公开的数据，全国陆上现有油气采矿权面积十多万平方千米，存量用地近千万亩，大量的土地资源可以用来发展大风光基地。

从电网方面来看，油气田企业自备电网基本都能够覆盖生产区域，具有更高效率消纳新能源电力的优势。众所周知，油气田是生产油气的，煤电能够起到调峰的作用，油气发电同样也可以。比如鄂尔多斯苏里格“风光气储氢”一体化示范项目中，苏里格气田生产的天然气也是可以生产电力起调峰作用的。

事实上，进入“十四五”以来，三大能源央企一直积极践行绿色低碳能源转型。从三大能源央企交出的2024年ESG（环境、社会与治理）成绩单中可以看到，通过构建“油气+新能源”双轮驱动发展格局，三大能源央企在风电、光伏发电、地热能、氢能、碳捕集利用及封存（CCUS）等业务领域取得突破性进展。

5月22日，中国石油渤海钻探自主研发的DML智能绿电系统高效应用，实现了钻井营区不间断供电，单套日发电量大于600千瓦时，两套系统已累计发电66.28兆瓦时，二氧化碳减排58.69吨。

近年来，国内绿电技术发展迅猛，中国石油绿电转型业务稳步推进。2024年5月，渤海钻探创新研发了第一代DML智能绿电系统，率先在中国石油钻井营区应用。2024年10月底，渤海钻探在塔里木市场配套了一台DML智能绿电系统，针对钻井营区现场用电实际进行了设计和试验。设计装机发电量130千瓦时，在试验过程中验证了其应用的可行性。今年3月，渤海钻探在前期工作的基础上，发挥新疆地区光伏发电效率高的地域优势，研发了新一代DML移动式风光储一体化绿电系统。设计装机发电量166千瓦，储能215千瓦，同时具有可扩容和冗余功能。4月初，该系统在配套基地进行验证试验，同时给2个钻井营区供电，目前已开展绿电与常规电源自动智能切换，切换时间小于等于30毫秒。该系统具有漏电、短路防护功能，远程管控的准确率超过95%。DML智能绿电系统优化能源配置与供应，实现了绿电技术在石油钻探营区的高效利用，率先在中国石油钻探现场实现绿电规模化应用。

7月2日，中国石化青岛炼化全海水环境漂浮式光伏项目建成投用，这是我国首个实现工业运行的全海水环境漂浮式光伏项目。项目位于青岛炼化氢能“产研加”示范园内，青岛炼化深挖土地利用潜力，打造“一地两用”新模式，创新采用漂浮式光伏结构，在占地面积约6万平方米装机容量7.5兆瓦，利用海水表面空间发电，通过光伏板随潮汐同步升降设计，项目与前期投用的桩基式水面光伏联动，缩短的板体与水面距离仅为传统桩基式结构的约1/10，最大限度借助海水散热效应提高发电效率5%—8%。全海水环境漂浮式光伏项目具有零排放、效率高、成本低等优势，成为目前中国石化规模最大的水面光伏电站，整体项目年发绿电1670万千瓦时，可降低二氧化碳排放1.4万吨，相当于多植树75万株。

此前，青岛炼化已建成全国首座“碳中和”加氢站与全国首个工厂化海水制氢项目。水面光伏项目的全面建成投用，打通了青岛炼化新能源产业链最关键的一环，形成“光伏制绿电、绿电制绿氢”的新能源产业格局，有助于氢能与光伏高质量耦合发展，为绿氢炼化、绿氢交通产业奠定了资源基础。

在海上光伏这片新兴蓝海，中国海油依托其海洋工程优势实现弯道超车。2024年6月投运的蓬莱油田太阳能发电项目，创新性实现光伏建筑一体化技术在海洋场景的突破。该项目通过定制化抗腐蚀组件和模块化安装工艺，使光伏系统兼具发电、建筑防护、节能降噪等复合功能，为深远海新能源开发提供了中国方案。

值得关注的是，三大能源央企与隆基绿能的深度协同，双方通过“技术研发+场景应用+资本联动”的三维合作模式，正在重塑新能源产业生态。在战略协同方面，隆基绿能与三大能源央企的合作范畴从单一产品供应，已扩展到EPC总包、智慧运维等全链条服务：

2025年隆基绿能在中国石油9.6GW集采中斩获28%份额、在中国石化2024年度1.7GW招标实现全标段领跑、在中国海油500MW光伏集采中成为独家供应商。在技术合作层面，隆基绿能为三大能源央企重点项目提供定制化解决方案。中国石化新疆库车绿氢示范项目，隆基绿能提供了16套碱性电解槽及气液分离、氢气纯化装置等，系统的制氢能力和纯化能力均达到行业领先水平。这既解决了传统能源企业在光伏领域的经验短板，又为民营企业提供了规模化应用场景，最终实现“1+1＞2”的产业升级效应。

综上所述，尽管相较于国内发电集团在光伏产业的布局，三大能源央企起步较晚，但依托其独特的资源禀赋和产业协同优势，在光伏领域展现出后来居上的态势。三大能源央企在保持传统油气业务稳健盈利的同时，积极投身于新能源领域的转型与发展，不仅彰显了三大能源央企对国家“双碳”目标的积极响应，更是对全球能源结构变革的深刻洞察与应对。

当中国石油在青海、内蒙古、新疆等风光资源丰富的地区，投资建设多个吉瓦级风光项目的同时，还致力于研发先进的储能技术，如压缩空气储能和液流电池等，并与宁德时代等知名企业合作开发油田储能系统，以提升新能源的稳定供应能力；当中国石化充分发挥其3.2万座加油站、近千个油田矿区的场景优势，于2024年6月启动“万站沐光”行动方案，规划到2027年，在油气矿区、石油石化工业园区及加油站等新建设光伏站点约10000座；当中国海油建成江苏如东40万千瓦海上风电场，同时与国际知名企业法国道达尔携手，共同开发英国北海的1GW漂浮式风电项目，探索深远海风电技术……这场由政策破冰、资本助燃、技术驱动的“绿电直连”，不仅改写了“发—输—用”的百年剧本，更将“双碳”目标浇筑进三大能源央企的转型发展中，恰是新时代最有力的宣言：保供应的铁肩，终将扛起促转型的大旗。