绿电直连费用分摊遇难题细则需完善

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（来源：中国经济导报）

转自：中国经济导报

近年来，河北省沧州市有序发展“渔光互补”光伏发电、风力发电和建设储能电站等新能源项目。图为国网沧州供电公司的工人在辖区南排河镇一处“渔光互补”光伏发电场巡检。新华社

本报记者 | 白雪

从应对贸易壁垒到推动新能源消纳，从电力体制改革到产业绿色转型，绿电直连承载多重使命。在近日举办的“电力低碳保供研讨会”上，与会专家表示，尽管当前仍面临费用分摊、技术适配、模式创新等挑战，但随着政策细则的落地、技术成本的下降与市场机制的完善，绿电直连这一新型电力业态有望成为我国实现“双碳”目标的重要支撑。

内外需求驱动绿电直连加速落地

今年5月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（以下简称“650号文”），首次从国家层面明确“绿电直连”模式的制度框架。所谓绿电直连，是指风电、发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式。

国家电投经研院战情所所长裴善鹏表示：“绿电直连是新能源高质量发展的重要路径，传统新能源面临上网电价下行、收益无法保障的风险。绿电直连以用户为王，为新能源提供长期稳定的收益模式，也是能源发展重要的创新模式。”

绿电直连是我国电力体制改革多年探索的必然结果。裴善鹏梳理了绿电直连的政策演进脉络：“2017年，我国推进并网型微电网建设试运行办法，首次触及‘隔墙售电’这一核心矛盾；2021年，源网荷储一体化模式启动，进一步冲击传统电力调度体系；2024年，零碳园区概念提出后，绿电直供需求日益迫切；2025年，650号文的出台正式为绿电直连划定国家层面的制度框架。”

绿电直连政策的出台是外部环境和内部需求共同作用，促进我国电力体制改革的典型案例。从外部环境看，欧盟碳边境调节机制（CBAM）等贸易壁垒成为重要推手。我国碳排放因子高于欧盟，出口企业面临碳关税压力，而欧盟为绿色贸易保留了“绿电直连”的认证通道。从内部需求看，绿电直连为新能源发展提供了新路径。随着我装机规模超越煤电，传统“大电源、大电网”调度模式难以适应分布式风光的波动性，部分地区已出现新能源“卖不上价”的困境。“山东省中午时间曾连续四五个小时出现负电价，阿拉善盟的绿电甚至无人问津。”裴善鹏介绍，而绿电直连通过“以荷定源”实现就地消纳，让新能源从“卖电”转向“卖绿”，为发电企业带来长期稳定收益。以阿拉善绿电产业园为例，其通过提供高溢价绿电，吸引江浙出口企业入驻，既解决了新能源消纳难题，又为地方产业发展注入动力。

在自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉看来：“绿电直连作为新型电力系统新业态，直接将发电和用户对接，实现就地就近消纳，既可以满足用户精准降碳的需要，又有利于解决新能源超预期发展下的消纳问题。”在内蒙古、河南等地区先行先试的基础上，650号文从顶层设计上对绿电直连模式进行了规范，地方将根据新规调整各自政策。如在政府性基金、输配电价、交叉补贴、系统运行与备用等费用收取上，地方政策将直接影响到用户、投资者等利益相关方。

费用分摊与资源匹配成核心难题

然而，绿电直连的落地推进，面临费用分摊与定价机制的公平性争议。650号文明确要求项目需按规定缴纳输配电价、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加，各地不得擅自减免，但在实际操作中，“自发自用”与“余电上网”的费用划分则成为焦点。

中国电力工程顾问集团华东电力设计院智慧能源室主任谢胤喆认为，绿电直连项目需承担的费用应分开看待，交叉补贴和政府性基金及附加都是社会义务。如果针对自发自用部分进行减免，相关成本会转嫁到其他消费者，造成不公平。对于输配电价，并网型绿电直连项目仍需要电网提供备用，应按照需量缴纳基本电费；自发自用部分电量按照原来的方式全部征收输配电价也不合理，各省可以根据对产业的促进和电价的承受能力进行磋商，确定征收比例。

系统运行费用的构成与分摊则更为复杂，当前这一费用的具体构成尚未明确，导致项目核算存在不确定性。从山东、江苏等电力现货市场运行经验来看，系统运行费用主要包括抽蓄、燃机、煤电的容量电费。“余电上网部分需参与辅助服务费用分摊，自发自用部分则无需承担。”谢胤喆补充，对于自配储能的项目，可探索按储能容量给予一定比例的费用折扣，以激励灵活性资源配置。

关于绿电直连项目的电价定价，裴善鹏提出了两种定价方式，一种是全额缴纳输配电价、基金及附加等费用；另外一种是在调节资源丰富（如水电多）和新能源资源丰富（如西北）的地区借鉴自备电厂的做法。从项目经济性的角度需要考虑两个因素：一是在风光资源丰富的地区开展绿电直连项目的经济压力较小；二是柔性负荷的产业对于配储的需求低，可以根据风光出力特性安排生产活动，有利于提升项目的整体经济性。

北京大学能源研究院助理研究员陈垒认为，绿电直连电价应按照离网和并网项目来区分。具体来说，离网项目不用承担电网提供服务所需的费用，并网项目则需要根据项目所需电网提供最大的服务量来计算应收取的费用。并网项目中，虽然有些项目的全年自发自用比例达到70%～80%，但风光不出力时，某些时段所有电力都来自于公用电网，因此需按照100%来收取相应的系统运行费用。此外，绿电直连项目不要求配储，但从安全性和经济性的角度考虑，如果选择配储，减少绿电直连的用户最大下网电力需求，则应减少系统运行费用。

聚焦刚性需求探索模式创新

除费用问题外，专线建设与资源匹配难题也制约着绿电直连项目推进。在东部省份，专线建设面临“跨线难”的困境，裴善鹏透露，一条10公里的绿电专线可能需要跨越20条现有电网线路，审批流程复杂；在风光资源丰富的西北地区，又存在产业基础薄弱的问题。“阿拉善有充足的绿电，但缺乏交通、人才等配套，很难吸引高耗能产业入驻。”裴善鹏进一步解释，负荷与资源的时空匹配也颇具挑战，东部企业有绿电需求，但本地风光资源有限；西部资源丰富，却面临负荷不足的困境，这种“供需错配”进一步推高了绿电直连项目的成本。

在绿电直连的产业适配选择上，裴善鹏建议优先考虑电解铝、储能电池等有迫切绿电需求且用电量较大的产业先行先试。电解铝负荷可实现40%左右的灵活调节，能较好适配风光出力波动，且其出口产品面临欧盟碳关税压力，绿电需求迫切；储能电池生产用电量大，且对绿电溯源有明确需求；冷链物流负荷稳定，可通过“错峰用电”提升绿电消纳比例。

针对中小企业参与难的问题，地方已开始探索创新模式。如江苏某园区试点“关口计量上移”模式，将内部企业的关口计量表统一上移至园区层面，以园区为单一用户向供电公司采购绿电，再通过内部配电网络分配给企业，这种“聚合模式”大幅降低了中小企业参与绿电交易的成本。裴善鹏表示，未来还需进一步打破“点对点”限制，探索“一对多”的绿电直连模式，以更好满足中小企业需求。

对于农村低负荷密度区域，专家建议将绿电直连与冷链、加工等特色产业结合，通过村级微电网实现就地消纳。

“对于企业用户而言，绿电直连并不意味着降电价，叠加费用之后价格可能是上升的。”黄辉表示，企业需要更多考虑零碳园区、出口产品碳足迹、绿色供应链等刚性需求。没有刚需的企业主要基于绿电绿证交易和绿电直连成本比较，从经济性最优的角度选择是否通过绿电直连完成可再生能源消纳目标。

对于项目投资者，主要关注点集中在收益率和项目可持续性上。在黄辉看来，能源重资产投资的回收期比较长，更看重对用户用电负荷的稳定性和可持续性。地方政策需进一步明确电源项目转为其他用途或市场化并网消纳条件，确保电源投资资产可持续运行和合理回报。对于各方都比较关注的政府性基金、交叉补贴、系统运行与备用等费用问题，政府性基金、交叉补贴缴纳比较明确，但在系统备用、系统运行等费用分摊上有待进一步的明确。如在系统备用费上，建议通过划分绿电直连项目和大电网的保供责任，来设计权责对等的费用分摊标准。