“绿电直连”的“窄门”

文 | 华夏能源网 新能源消纳形势日益严峻，应时出台的“绿电直连”政策被各方寄予厚望。伴随着“一对多”模式的落地，“绿电直连”成为新的风口。然而，热火朝天背后，“绿电直连”到底有多大发展空间？ 华夏能源网统计，截至目前，全国已有24个省份印发或制定了“绿电直连”配套政策，共有101个“绿电直连”项目完成审批，对应新能源总装机规模约3600万千瓦。 其中，新能源大省内蒙古、青海、宁夏、新疆等地已有一批标志性项目落地，服务于算力中心、动力电池、电解铝、化工等高载能产业。如位于内蒙古呼伦贝尔市阿荣旗的全球最大“绿电直连”制氢制航油项目、大唐集团在宁夏的中卫云基地数据中心“绿电直连”项目，都受到各方瞩目。 尽管“绿电直连”进展迅速、一片红火，但是规模化落地仍面临一些现实挑战：比如项目需自建输电专线、储能等设施，属于重资产投资，初始投资高，回报周期长；如何在高比例新能源接入下保证供电稳定，有一定技术与安全风险。 此外，还有更为严峻的挑战——“绿电直连”项目的真实收益低，用户使用直连绿电的电价没有优势，这使得相当数量的企业都持观望态度，“绿电直连”政策落地有待进一步完善升级。 降电价是不真实的美好愿望 围绕“绿电直连”，行业内一直流传着一个愿望：风光电站撇开电网，直连电力用户，用电方能降低用电成本，新能源电站能获得高电价。那么，事实真的如此吗？ “绿电直连”项目可分为离网型、并网型两类。离网型项目由于脱离了电网这个“中间商”，降电价是可以实现的。可问题是，新能源出力具有高波动性，离网项目很不稳定，所以很少有电力用户会选择完全离网；而并网型项目，有没有经济性都还难说，更不要说降电价了。 2025年国家发改委、能源局《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（“650号文”）明确，“绿电直连项目应按国务院价格、财政主管部门相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。各地不得违反国家规定减免有关费用。”； 2026年两部门《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（“688号文”）又规定，并网型项目需要“公平承担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用”，“并网型和离网型项目应按现行政策缴纳政府性基金及附加。项目新能源发电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。” 这意味着，“绿电直连”相关的税费并没有减免，该交的还得交。 这其中，输配电费的缴费方式很关键。按照“发改价格〔2025〕1192号”的要求，“绿电直连”项目输配电费被分为两部分：固定容量电费+固定流量电费。 有没有“绿电直连”，两部制电力用户都需要缴纳固定容量电费，变化点是“绿电直连”后电力用户需要缴纳固定流量电费。按照公式，固定流量电费=所在电压等级现行电量电价标准（也即输配电价标准）×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量。 问题在于，平均负荷率不是某省份所有企业的平均负荷率，而是按照110千伏及以上工商业两部制用户的平均负荷率来计算。110千伏及以上工商业两部制用户，比如重化工业、大型制造业、数据中心这些24小时连续负荷。 这也就是说，平均负荷率会低很多的一般工业企业，参与“绿电直连”，需要缴纳高的固定流量费。这也意味着，“绿电直连”的经济性没了。 以河南省三门峡市一“绿电直连”项目为例。该项目的50万千瓦的大型风电站，通过一条直连线路接入一张增量配电网，增量配电网另一侧连接着宝武集团旗下宝武铝业。 据该“绿电直连”项目运营者三门峡市天鹅电力有限公司介绍，从2025年3月至2025年年底，风电场直供宝武铝业绿电约6000万度，每度电价成本可以降低6—7分，共节约电费8%—10%，节省电价成本近400万元。 度电降本6—7分，绿电直供节省电价成本近400万元——这一“绿电直连”项目似乎是很有经济性的。然而，该“绿电直连”项目的真实情况，恐怕远没有这般美好。 首先，局部不等于整体，不能单就6000万度电去计算整个项目经济性。宝武铝业目前年用电量约3.5亿度，即使有6000万度的绿电直供，但是宝武铝业还是做不到离网，而并网型“绿电直连”项目就需要缴纳输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用。若将这些费用通通计算在内，它还会有上述所谓的经济性吗？ 其次，河南三门峡项目还有一个特殊之处，那就是它借道了“绿电直连”之前就已经存在的增量配电网。众所周知，河南省前些年落地了很多增量配电网项目，宝武铝业这一“绿电直连”就是借道了现成的增量配电网。如果将这一增量配电网的建设与运营成本也一并计算在内，所谓的400万元电价降本收益还能兜得住成本吗？ 也就是说，说“绿电直连”能带来多少电费结算，恐怕还是一笔糊涂账，不同的项目会差别巨大，不少项目可能还会不降反升。 能否提升消纳率是关键 “绿电直连”项目，一头连着负荷，一头连着新能源场站，所以收益计算不能只看一方而忽视另一方。 如前所述，由于需要分担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴以及绿电专线成本等诸多费用，“绿电直连”用电方未必能够获得一个低电价，这也就意味着，“绿电直连”电源方也未必能够获得一个高电价。 “绿电直连”虽然不会大幅改变现有的电价格局，但是，如果“绿电直连”能够显著促进消纳，相比动辄三成、四成、五成甚至更高比例的限电弃电，“绿电直连”后新能源场站发电量提升了，整个电站的收益还是提高的。 可现实的问题是，目前不少“绿电直连”项目，尚未充分展现大幅提升新能源消纳利用率的能力。 以上述河南三门峡“绿电直连”项目为例。三门峡市风电年利用小时数在1950—2150小时之间，50万千瓦风电场年发电量约10亿度，即使按照10个月计算发电量也要超过8亿度。而2025年3月到年底的10个月，该风电场向宝武铝业供电仅仅是区区6000万度。 宝武铝业目前年用电量约3.5亿度，显然，不大可能是宝武铝业用不了风电场的更多绿电。那么，风电场更多的发电量跑到哪里去了？如果“绿电直连”之后，电站的限电弃电率仍然居高不下，那各方对“绿电直连”的兴趣是提不起来的。 再以正在建设中的大唐集团宁夏中卫云基地数据中心“绿电直连”项目为例。该项目包含50万千瓦光伏、150万千瓦风电。建成后，可向中卫云基地数据中心年供电22.9亿度。 宁夏中卫光伏年利用小时数在1600—1800小时之间，风电年利用小时数约在2000—2100小时之间，50万千瓦光伏、150万千瓦风电理论上每年可发电约38亿度。“绿电直连”后向中卫云基地数据中心年供电22.9亿度（占年可用发电量的60%），但如果计算限电弃电率，仍在四成左右。 大唐集团中卫新能源项目，六成发电量直供数据中心，如果剩余四成发电量能够得到妥善安置，结果会是皆大欢喜。可事实上，“绿电直连”项目还面临着一系列的政策约束，这也决定了其消纳利用率并不一定就比非“绿电直连”项目高出多少。 “688号文”要求，“绿电直连”“项目应按照‘以荷定源’原则合理规划新能源装机规模，年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%”。大唐中卫项目达到了这一指标，可问题是，剩余40%发电量能去哪儿呢？ 按照政策要求，“绿电直连”项目作为一个整体与电网连接，这也为剩余40%发电量上网打开了想象空间。可是限制也随之而来。政策紧接着打补丁称“为避免过度增加公共电网消纳压力，并网型项目投产