“綠電直連”的“窄門”

新能源消納形勢日益嚴峻，應時出臺的“綠電直連”政策被各方寄予厚望。伴隨著“一對多”模式的落地，“綠電直連”成為新的風口。然而，熱火朝天背后，“綠電直連”到底有多大發展空間？

華夏能源網統計，截至目前，全國已有24個省份印發或制定了“綠電直連”配套政策，共有101個“綠電直連”項目完成審批，對應新能源總裝機規模約3600萬千瓦。

其中，新能源大省內蒙古、青海、寧夏、新疆等地已有一批標志性項目落地，服務于算力中心、動力電池、電解鋁、化工等高載能產業。如位于內蒙古呼倫貝爾市阿榮旗的全球最大“綠電直連”制氫制航油項目、大唐集團在寧夏的中衛云基地數據中心“綠電直連”項目，都受到各方矚目。

盡管“綠電直連”進展迅速、一片紅火，但是規模化落地仍面臨一些現實挑戰：比如項目需自建輸電專線、儲能等設施，屬于重資產投資，初始投資高，回報周期長；如何在高比例新能源接入下保證供電穩定，有一定技術與安全風險。

此外，還有更為嚴峻的挑戰——“綠電直連”項目的真實收益低，用戶使用直連綠電的電價沒有優勢，這使得相當數量的企業都持觀望態度，“綠電直連”政策落地有待進一步完善升級。

降電價是不真實的美好愿望

圍繞“綠電直連”，行業內一直流傳著一個愿望：風光電站撇開電網，直連電力用戶，用電方能降低用電成本，新能源電站能獲得高電價。那么，事實真的如此嗎？

“綠電直連”項目可分為離網型、并網型兩類。離網型項目由于脫離了電網這個“中間商”，降電價是可以實現的。可問題是，新能源出力具有高波動性，離網項目很不穩定，所以很少有電力用戶會選擇完全離網；而并網型項目，有沒有經濟性都還難說，更不要說降電價了。

2025年國家發改委、能源局《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》（“650號文”）明確，“綠電直連項目應按國務院價格、財政主管部門相關規定繳納輸配電費、系統運行費用、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用。各地不得違反國家規定減免有關費用。”；

2026年兩部門《關于有序推動多用戶綠電直連發展有關事項的通知》（“688號文”）又規定，并網型項目需要“公平承擔輸配電費、系統運行費、政策性交叉補貼等費用”，“并網型和離網型項目應按現行政策繳納政府性基金及附加。項目新能源發電量不納入新能源可持續發展價格結算機制。”

這意味著，“綠電直連”相關的稅費并沒有減免，該交的還得交。

這其中，輸配電費的繳費方式很關鍵。按照“發改價格〔2025〕1192號”的要求，“綠電直連”項目輸配電費被分為兩部分：固定容量電費+固定流量電費。

有沒有“綠電直連”，兩部制電力用戶都需要繳納固定容量電費，變化點是“綠電直連”后電力用戶需要繳納固定流量電費。按照公式，固定流量電費=所在電壓等級現行電量電價標準（也即輸配電價標準）×平均負荷率×730小時×接入公共電網容量。

問題在于，平均負荷率不是某省份所有企業的平均負荷率，而是按照110千伏及以上工商業兩部制用戶的平均負荷率來計算。110千伏及以上工商業兩部制用戶，比如重化工業、大型制造業、數據中心這些24小時連續負荷。

這也就是說，平均負荷率會低很多的一般工業企業，參與“綠電直連”，需要繳納高的固定流量費。這也意味著，“綠電直連”的經濟性沒了。

以河南省三門峽市一“綠電直連”項目為例。該項目的50萬千瓦的大型風電站，通過一條直連線路接入一張增量配電網，增量配電網另一側連接著寶武集團旗下寶武鋁業。

據該“綠電直連”項目運營者三門峽市天鵝電力有限公司介紹，從2025年3月至2025年年底，風電場直供寶武鋁業綠電約6000萬度，每度電價成本可以降低6—7分，共節約電費8%—10%，節省電價成本近400萬元。

度電降本6—7分，綠電直供節省電價成本近400萬元——這一“綠電直連”項目似乎是很有經濟性的。然而，該“綠電直連”項目的真實情況，恐怕遠沒有這般美好。

首先，局部不等于整體，不能單就6000萬度電去計算整個項目經濟性。寶武鋁業目前年用電量約3.5億度，即使有6000萬度的綠電直供，但是寶武鋁業還是做不到離網，而并網型“綠電直連”項目就需要繳納輸配電費、系統運行費、政策性交叉補貼等費用。若將這些費用通通計算在內，它還會有上述所謂的經濟性嗎？

其次，河南三門峽項目還有一個特殊之處，那就是它借道了“綠電直連”之前就已經存在的增量配電網。眾所周知，河南省前些年落地了很多增量配電網項目，寶武鋁業這一“綠電直連”就是借道了現成的增量配電網。如果將這一增量配電網的建設與運營成本也一并計算在內，所謂的400萬元電價降本收益還能兜得住成本嗎？

也就是說，說“綠電直連”能帶來多少電費結算，恐怕還是一筆糊涂賬，不同的項目會差別巨大，不少項目可能還會不降反升。

能否提升消納率是關鍵

“綠電直連”項目，一頭連著負荷，一頭連著新能源場站，所以收益計算不能只看一方而忽視另一方。

如前所述，由于需要分擔輸配電費、系統運行費、政策性交叉補貼以及綠電專線成本等諸多費用，“綠電直連”用電方未必能夠獲得一個低電價，這也就意味著，“綠電直連”電源方也未必能夠獲得一個高電價。

“綠電直連”雖然不會大幅改變現有的電價格局，但是，如果“綠電直連”能夠顯著促進消納，相比動輒三成、四成、五成甚至更高比例的限電棄電，“綠電直連”后新能源場站發電量提升了，整個電站的收益還是提高的。

可現實的問題是，目前不少“綠電直連”項目，尚未充分展現大幅提升新能源消納利用率的能力。

以上述河南三門峽“綠電直連”項目為例。三門峽市風電年利用小時數在1950—2150小時之間，50萬千瓦風電場年發電量約10億度，即使按照10個月計算發電量也要超過8億度。而2025年3月到年底的10個月，該風電場向寶武鋁業供電僅僅是區區6000萬度。

寶武鋁業目前年用電量約3.5億度，顯然，不大可能是寶武鋁業用不了風電場的更多綠電。那么，風電場更多的發電量跑到哪里去了？如果“綠電直連”之后，電站的限電棄電率仍然居高不下，那各方對“綠電直連”的興趣是提不起來的。

再以正在建設中的大唐集團寧夏中衛云基地數據中心“綠電直連”項目為例。該項目包含50萬千瓦光伏、150萬千瓦風電。建成后，可向中衛云基地數據中心年供電22.9億度。

寧夏中衛光伏年利用小時數在1600—1800小時之間，風電年利用小時數約在2000—2100小時之間，50萬千瓦光伏、150萬千瓦風電理論上每年可發電約38億度。“綠電直連”后向中衛云基地數據中心年供電22.9億度（占年可用發電量的60%），但如果計算限電棄電率，仍在四成左右。

大唐集團中衛新能源項目，六成發電量直供數據中心，如果剩余四成發電量能夠得到妥善安置，結果會是皆大歡喜。可事實上，“綠電直連”項目還面臨著一系列的政策約束，這也決定了其消納利用率并不一定就比非“綠電直連”項目高出多少。

“688號文”要求，“綠電直連”“項目應按照‘以荷定源’原則合理規劃新能源裝機規模，年自發自用電量占總可用發電量的比例不低于60%”。大唐中衛項目達到了這一指標，可問題是，剩余40%發電量能去哪兒呢？

按照政策要求，“綠電直連”項目作為一個整體與電網連接，這也為剩余40%發電量上網打開了想象空間。可是限制也隨之而來。政策緊接著打補丁稱“為避免過度增加公共電網消納壓力，并網型項目投產運行后，年上網電量原則上不超過總可用發電量的20%”。

如果該政策能得以執行，哪怕能夠實現20%上網也總比全部棄掉要好很多。然而，這一想象卻被另一塊政策補丁擊得粉碎——“在省級能源主管部門明確的新能源消納困難時段，并網型項目不得向公共電網反送電”。

綜合上述政策規定可以得出結論：對于新能源場站方來說，進入“綠電直連”項目就不要再幻想余電上網，上網項目也不要幻想去分羹“綠電直連”紅利。

那么，“綠電直連”項目若要繼續提升發電利用率，只剩下配儲這“華山一條道”了。可問題是，配儲要推高成本，且迄今為止，沒有實證數據支撐說儲能有能力解決新能源場站三四成的限電棄電問題。

結語

作為促進新能源就地消納的重要舉措，“綠電直連”值得期待。這條路最終能否走得通，走得遠，最終取決于項目經濟性與實際效果。

經濟性，是說“綠電直連”項目作為一個整體，要具有經濟可行性。項目總體核算，如果反而推高了用電方的整體用電成本，那就沒有了落地積極性。尤其是要考慮到，新能源集中出力時段，是全網電價低谷，這個時候，“綠電直連”項目要突出自身經濟性，何其難！

實際效果，是指新能源場站入局“綠電直連”后，即使不指望賣出高電價，也要能夠從三成、四成、五成限電棄電率的苦海中殺出來，提高消納利用水平。“綠電直連”后，如果電價沒有提升，發電量也沒有提高，那么投建“綠電直連”的意義何在？

新能源消納，從前是千軍萬馬一起涌入大電網這一座獨木橋；有了“綠電直連”后，一部分新能源拉專線就地消納了。“綠電直連”從理論上，是既能緩解電網的消納壓力，又可以提升新能源的利用水平，這也是政策出臺的本意。

可在實際項目中，為什么出現了很多不盡如人意的地方？這說明，政策依然有升級空間，落地依然有完善空間。“綠電直連”，既要有熱切期盼與積極探索，也要有冷靜思考，電力市場化改革依然在路上。