“绿电直连”11类应用场景测算

“绿电直连”11类应用场景测算

（来源：微信公众号“孙小兵”作者：孙小兵）

2025年6月4日

2025年5月，国家发展改革委、国家能源局印发了《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）（以下简称“650号文”）。作者结合近期在零碳园区策划上的实践和思考，对绿电直连专线缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用（以下简称“四费”）问题进行了分析，对11类应用场景进行了研究和测算，包括：4个并网型绿电直连新建项目、3个省区并网型绿电直连自备电厂应用分析、2个并网型绿电直连动力电池项目、1个并网型绿电直连稳定制氨项目、1个离网型绿电直连柔性制氨项目。上述事项以问答形式阐述，供大家参考。

问题1：如何理解绿电直连专线缴纳“四费”？

答：

（一）对于并网型绿电直连新建项目。综合考虑“650号文”相关条款、国家能源局有关负责同志就“650号文”答记者问情况、绿电直连间接占用公共电网调节资源、山东和江苏已发布的绿电直连政策，新建项目并网型绿电直连专线应缴纳“四费”。但是，“650号文”要求“直连专线原则上应由负荷、电源主体投资”，收取“四费”与现行输配电价核定机制相冲突，因此，仍需观察各地实践及“650号文”省级实施细则。

（二）对于存量负荷自备电厂项目。“650号文”的规定为“存量负荷在已有燃煤燃气自备电厂足额清缴可再生能源发展基金的前提下开展绿电直连，通过压减自备电厂出力，实现清洁能源替代”。关于绿电直连专线是否缴纳“四费”问题，我的理解是，若风光发电系统仅由自备电厂调节，不占用公共电网调节资源，且绿电专线由企业自建，收取“四费”是不合理、不公平的。目前，国家能源局正在配合有关部门完善包括绿电直连在内的新能源就近消纳价格机制，建议在后续政策中予以考虑；相关机构也可建议省级能源主管部门在制定“650号文”实施细则时予以考虑。对于该类项目，可仅缴纳政府性基金及附加，以及政策性交叉补贴，以体现公平性。

（三）对于离网型绿电直连项目。考虑绿电直连专线属于企业自建，且离网项目不占用公共电网调节资源，对绿电专线收取“四费”是不合理、不公平的。目前，国家能源局正在配合有关部门完善包括绿电直连在内的新能源就近消纳价格机制，建议在后续政策中予以考虑；相关机构也可建议省级能源主管部门在制定“650号文”实施细则时予以考虑。对于该类项目，可仅缴纳政府性基金及附加（扣除可再生能源发展基金），以及政策性交叉补贴，以体现公平性。

问题2：并网型绿电直连项目是否具有经济性？

答：对于该问题，要具体项目具体分析。有关思路和案例如下：

主要考虑事项：风光资源、土地资源、满足风光发电工程基准收益率的电价、风光发电年均分时出力曲线、储能配置、主体工程年均分时负荷曲线、主体工程检修安排、余电参与电力现货市场售电价格估算、主体工程市场购电价格估算等。用于绿电直连的风光发电与同区域公共电网连接的风光发电项目具有出力同时性；按照“650号文”要求，在新能源消纳困难时段，不应向公共电网反送电；因此，要论证电源“富裕”电量消纳问题，以及电源和负荷参与电力现货市场的售购电价格。

风光发电工程基准收益率：用电主体工程的市场风险（市场竞争、生产波动、存续周期、中止或倒闭等）会同步传导至风光发电工程，若无特殊交易机制，风光发电工程的基准收益率应与用电主体工程相同。比如，用电主体为电解铝项目时，主体工程的基准收益率（全投资财务内部收益率，融资前税前，下同）一般为12.0%，若无特殊安排，风光发电工程的基准收益率也应取为12.0%。用电主体工程的经济运行期一般小于风光发电工程经济运行期（20~25年），若用电主体工程到期后考虑改扩建，或政策允许主体工程中止（倒闭）、到期后，风光发电工程电量可部分或全部参与电力市场，则风光发电工程的基准收益率可适当调低。对风光发电工程来说，无论由电源企业投资，还是由用电主体工程企业投资，绿电直连模式与上网发电模式完全不同，不同的交易模式将导致不同的市场风险，进而需要不同的基准收益率予以对冲。

根据“650号文”，本问答分析了三类绿电直连项目：一是，新建项目；二是，有自备电厂项目；三是，有降碳刚性需求的出口外向型企业。上述项目考虑2027年实施，所在省级供电区已连续运行现货市场。本问答分别针对三类项目9个应用场景进行了研究测算，均满足“650号文”第（六）款关于源荷匹配的3项比例要求：项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%；上网电量占总可用发电量的比例上限由各省级能源主管部门结合实际确定，一般不超过20%。

（一）新建项目

本节模拟分析了甘肃某绿电直连有色项目A（风光电量占总用电量的比例为36.7%）、甘肃某绿电直连有色项目B（风光电量占总用电量的比例为90.3%）、蒙西某绿电直连炼钢项目（风光电量占总用电量的比例为90.3%）、海南某绿电直连化工项目（风光电量占总用电量的比例为82.1%），见表2-1。

风光发电工程基准收益率（全投资财务内部收益率）按10.0%测算，主要考虑用电主体工程终止后，风光发电工程仍在经济运行期内，允许全部或部分电量参与电力市场（争取省级能源主管部门同意，在新能源消纳困难时段，不向公共电网送电，反之可参与电力现货市场）。从表2-1相关指标来看，在部分风光资源较好地区，构建“风光发电+构网型长时储能+绿电直供+公共电网调节”的并网型绿电直连系统，综合供电价格比全部由公共电网供电价格降低15%以上（不考虑环境溢价收益），度电碳排放因子降低85%以上。下一步，要关注“650号文”省级实施细则，以及碳减排政策工具调整和环境溢价收益变动情况。

甘肃某绿电直连有色项目B典型月电力电量平衡图见图2-1~图2-4。

表2-1  绿电直连新建项目指标汇总

图2-1  甘肃某绿电直连有色项目B电力电量平衡图（1月）

图2-2  甘肃某绿电直连有色项目B电力电量平衡图（4月）

图2-3  甘肃某绿电直连有色项目B电力电量平衡图（7月）

图2-4  甘肃某绿电直连有色项目B电力电量平衡图（10月）

（二）自备电厂应用

绿电直连自备电厂应用要关注以下内容：

1. 根据“650号文”，风光自发自用电量占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。在满足该条件时，应少配或不配储能，主要通过自备电厂进行调节。从表2-1可知，甘肃某有色项目A可在不配储能的情况下，满足自发自用比例要求。

2. 应考虑用电主体工程剩余运行期限，并作为风光发电工程财务评价依据；或在用电主体工程终止后，且风光发电工程仍在经济运营期内，风光发电工程电量可部分或全部参与电力市场（争取省级能源主管部门同意，在新能源消纳困难时段，不向公共电网送电，反之可参与电力现货市场）。

3. 绿电直连专线仅缴纳政府性基金及附加（扣除可再生能源发展基金），以及政策性交叉补贴。

4. 绿电直连度电综合电价应低于自备电厂度电燃料成本。可根据自备电厂主体工程所属行业碳减排政策，考虑是否计算绿电环境溢价收益。

有关情况见表2-2。下一步，需关注“650号文”省级实施细则，以及自备电厂主体工程所属行业碳减排政策调整及环境溢价收益变动情况。

表2-2  绿电直连自备电厂应用指标汇总

（三）有降碳刚性需求的出口外向型企业

欧盟碳边境调节机制（CBAM）、欧盟《电池和废电池法》是我国企业面临的主要绿色贸易壁垒，其中，尤以应对欧盟动力电池碳足迹限制最为迫切。CBAM方面，欧盟不认可我国的绿证交易机制，基本认可绿电交易机制。欧盟《电池和废电池法》方面，在电池碳足迹核算时，电力间接碳排放仅考虑绿电直连模式（不考虑绿证、绿电模式），否则按产品所在国电网平均碳排放因子计算。2025年2月，江苏省发展改革委发布《关于创新开展绿电直连供电试点项目建设工作的通知》（苏发改能源发〔2025〕115号），确定5个绿电直连供电试点项目，5个试点项目均涉及动力电池企业。

2024年，我国锂电池对欧出口额为227.6亿美元，占全国锂电池出口额的34.4%。2023年7月生效的欧盟《电池和废电池法》规定，出口至欧盟的电池产品应于2027年7月达到碳足迹限值要求，否则不允许进入欧盟市场。2022年，我国磷酸铁锂和三元锂电池平均碳足迹均高于欧盟、美国、韩国、日本的同类产品；其中，磷酸铁锂电池碳足迹平均值为53.5 kgCO₂/kWh，是欧盟同类产品平均值的1.47倍；三元锂电池（NCM622）碳足迹平均值为69.0 kgCO₂/kWh，是欧盟同类产品平均值的1.28倍。以磷酸铁锂电池为例，正极、负极、组装环节占电池生产过程碳排放的90%左右，若正极、负极、组装环节100%采用绿电，则碳足迹下降51%，降至欧盟同类产品平均值的80.5%。

对于绿电直连动力电池生产企业来说，可参照本问答“第（一）部分新建项目”进行策划和测算。由于动力电池技术迭代较快，用电主体工程的投资回收期较短（一般不超过5年），若风光发电工程与动力电池主体工程不为同一投资主体，应分析动力电池企业的市场竞争能力、评估企业存续时间，或电源和负荷双方联合向省级能源主管部门争取政策（用电主体工程终止后，若风光发电工程仍在经济运行期内，允许全部电量参与电力市场）。

表2-3为广东粤东、江苏盐城绿电直连动力电池项目测算情况；暂定争取到省级能源主管部门相关政策，风光发电工程基准收益率（全投资财务内部收益率）按8%考虑。总体来看，若存在一定政策支持，在海上风电资源相对较好的沿海地区，绿电直连动力电池项目可降低电池碳足迹并同时降低用电成本，以破解欧盟《电池和废电池法》之绿色贸易壁垒。

表2-3  绿电直连动力电池项目指标汇总

问题3：绿氨项目如何布局？

答：本问答测算了内蒙古包头地区并网型绿电直连稳定制氨项目、离网型绿电直连柔性制氨项目，见表3-1。根据作者调研情况，我国离网柔性制氢已无技术障碍，离网柔性制氨正开展项目示范，总体无技术障碍。另外，电制可持续燃料纳入CCER机制的可能性较大，本节分析考虑了CCER收益。由于“650号文”与内蒙古自治区能源局印发的《内蒙古自治区工业园区绿色供电项目实施细则2023年修订版（试行）》等6个市场化实施细则相冲突，后续要观察内蒙古自治区针对“650号文”的实施细则。

本节分析及作者在其他报告中与绿氨有关的主要结论汇总如下：

（一）表3-1显示，“十五五”期间，在满足全投资财务内部收益率（融资前税前，下同）10.0%的前提下，内蒙古包头地区并网型绿电直连稳定制氨出厂单价为3736元/吨，离网型绿电直连柔性制氨出厂单价为2509元/吨。总体来看，离网型柔性制氨更具优势，预计将是绿氨生产的主要方式。

（二）“十五五”期间，内蒙古较多地区离网型柔性制氨出厂单价可降至2600元/吨以内，1500km运输距离绿氨终端销售价格可控制到3300元/吨以内；远洋航运船舶保税加注绿氨价格（舟山港）可控制到3000元/吨以内（退税后）。根据国际海事组织（IMO）于2025年4月批准的《防止船舶污染公约》（MARPOL）附则VI修正草案，绿氨船燃碳减排指标可用于交易，交易价格按Tier2价格的80%考虑；则2030年和2035年，绿氨单位热值成本（含碳减排收益，按3000元/吨保税加注价计算），仅为燃料油单位热值成本（按3400元/吨保税加注价计算）的29.4%和44.3%。预计“十五五”中后期，船用绿氨加注需求将快速增加。

（三）“十六五”期间，部分地区“风光储联合发电+氨燃气轮机调节”的综合发电价格将低于煤电、气电纯凝发电价格。我国可再生能源发展基金预计在2033年前后完成全部支付责任，之后可用于火电掺烧氨或全烧氨补贴。另外，全国碳排放权交易市场有偿配额拍卖预计将逐步实施，该部分收入也可在绿氨等可持续燃料生产或消费环节提供补贴。以氨燃气轮机调节为例（2035年，若氨燃气轮机按全国调节电量的10.0%估算，则氨电装机容量为6217万千瓦），给予可再生能源发展基金总额45.0%的补贴金额，即可实现氨电调节电价低于煤电或气电调节电价。针对该节内容，作者将视情况公开研究思路、产供链情况、相关措施和结论。总之，“十六五”中后期以后，氨电作为调节电源有望得到快速应用。

（四）氨属于准液体燃料，其分销受输送网络的限制较小（与油品类似），要面临全国乃至全球竞争，从全局和长远来看，区域价格不足以评判经济性，要在全球范围内分析竞争力。长期来看，综合6类指标（风光资源、土地资源、基础设施、外送距离、生产规模、产供链体系），全球预计会形成中国内蒙古及周边地区、中东北非地区、美国落基山脉以东的中部地区三个绿氨生产中心。中国内蒙古及周边地区绿氨生产基地在东亚、东南亚区域具有竞争优势。

表3-1  绿电直连制绿氨项目指标汇总