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资讯 作者：招商银行研究院 授信审批部 战略客户部
■ 绿电直连可实现绿电清晰的物理溯源，未来将成为新能源高质量发展的重要新兴业态。随着绿电直连相关顶层设计文件陆续出台，绿电直连开始走向全国规模化推广的新阶段。绿电直连以“源网荷储一体化”为技术底座，积极拓展高耗能和数据中心等场景，叠加其能够同时满足电源侧追求稳定投资收益、电网侧缓解新能源消纳压力和负荷侧降低绿色合规成本的需求，将成为“十五五”期间新能源高质量发展的重要新兴业态。
■ 绿电直连项目准入和退出存在硬约束，电费结算由“两部制”到“单一容量制”重构。绿电直连在准入门槛上，对存量、增量的电源与负荷做出了分类指引。政策对自发自用电量和上网电量占比提出了底线要求，确保电源与负荷的精准匹配。但对项目退出机制并未明确，各地根据当地实际情况通过承接细则确定。绿电直连在价格机制上，将传统工商业两部制电费中，与流量挂钩的输配电费整合到与容量挂钩的单一容量制电费中，同时自发自用电量可免除系统运行费和线损费，让负荷端根据自身经济性情况选择计费模式。根据负荷端在单一容量制电费下总用电费用的计算公式，平均负荷率、接网容量和自发自用电量占比决定了电费的节省空间。
■ 绿电直连的经济性评估需关注项目区域属性、负荷特性和降本空间等。不同区域在绿电直连承接细则方面存在较大差异，在不考虑绿电资源禀赋的前提下，各地项目能够节省的电费空间主要受省级平均负荷率和系统运行费影响，可构建二维评估模型量化对比不同区域通过绿电直连产生的经济价值。单一项目经济性评估上，重点关注负荷特性（持续经营能力、柔性调节能力、绿电刚性需求）和度电成本的降低空间。我们对高耗能和数据中心场景下绿电直连项目经济性进行模拟测算，二者的负荷特性均具备绿电直连基础，但在降本空间上，高耗能项目主要通过降低单一容量制电费和绿色合规成本实现，数据中心项目主要来自降低自发自用电量协议电价和提高自发自用电量占总用电量的比例。
■ 授信策略和风险因素分析。（本部分有删减，招商银行各行部请登录“招银智库”查看原文）
正文
2025年5月国家发展改革委和国家能源局联合发布《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），该文件首次在国家层面定义了绿电直连概念，确立了“一对一”单用户直连的基本框架，完成了从“是什么”到“怎么做”的制度破冰。随后，2025年9月出台的《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）聚焦商业化核心痛点，通过创新两部制电价机制明确了成本分摊规则，有效解决了项目“怎么盈利”的经济性问题。至2026年5月，《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号）正式发布，将直连模式从单一用户拓展至“一对多”场景，并引入主责单位制与小时级溯源机制，标志着政策体系从单点试点迈向规模化推广，形成了从顶层框架到执行细节的完整闭环。绿电直连有望成为“十五五”期间新能源高质量发展的重要创新模式，值得商业银行研究清楚其中蕴含的机遇和风险。本篇报告主要回答三个问题，一是绿电直连的概念和驱动力是什么？二是绿电直连价格机制是如何实现项目商业化闭环的？三是不同区域和单个绿电直连项目的经济性如何评估？在研究清楚上述三个问题后，结合我行相关行业的经营情况提出对应的授信策略，并对风险因素进行分析。
概念和驱动：可实现绿电清晰物理溯源，源网荷端共同期待的新能源就近消纳模式
（一）概念：物理直连模式，新能源高质量发展的新兴业态
绿电直连的本质是风电、光伏、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，而是通过专用线路和变电设施向特定用户供给电力，从而实现电量的清晰物理溯源。绿电直连按照用户对接数量的不同，可划分为“一对一”与“一对多”两种类型。其中，“一对一”模式由“650号文”确立，指新能源电源通过专用直连线路向单一电力用户供电，电源侧不直接并入公共电网，核心在于实现单一用户的绿电专属供应，适用于大型高耗能企业或独立数据中心。而“一对多”模式则是“688号文”的重大创新，允许新能源通过专用线路向多个不同法人实体（排除居民和农业用户）供电，主要覆盖零碳园区、增量配电网等复杂场景。按照物理连接方式的不同，绿电直连可分为并网型与离网型两类基础模式，二者在系统依赖度与适用场景上存在显著差异。并网型项目整体接入公共电网，由电网提供备用调峰服务，适用于对供电可靠性要求较高的工业负荷；而离网型项目则实现源、线、荷的完全独立，不与公共电网连接，通常应用于供电可靠性要求相对较低或远离主网的海岛、偏远矿区等场景。目前行业内主流的绿电直连项目为并网型，因此我们本篇报告主要分析对象为并网型绿电直连项目。
图1：绿电直连按照是否接入公共电网可分为并网型和离网型
资料来源：中国能建集团浙江省电力设计院、招商银行研究院
绿电直连以源网荷储一体化项目为探索起点，逐步走向全国规模化推广的新阶段。绿电直连模式的发展最早可追溯至2021年，当时较多省份开始探索“源网荷储一体化”项目，该类型项目从“源荷匹配度”的要求上基本具备了新能源与用电负荷端直连的形态，主要在于解决新能源大规模并网后的消纳问题，例如：国内风光制氢一体化试点项目、河南省源网荷储一体化项目中工业企业类项目、山东省源网荷储一体化项目中新能源就近消纳模式试点项目等，属于绿电直连模式的早期探索。到2025年上半年，各地出台零碳园区政策，并纷纷提及绿电直连的概念，旨在从应对贸易壁垒的角度强调绿电直连的意义，例如：2025年2月江苏省针对当地动力电池生产基地在出口过程中可能面临的碳关税等问题启动绿电直连项目试点；国家能源局也在当月发布的年度工作指导意见中提出“研究制定绿电直连政策措施”，绿电直连相关政策呼之欲出。仅时隔3个月，2025年5月，国家发展改革委和国家能源局联合下发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》即“650号文”，首次在顶层设计文件上明确了新能源项目可以通过直连线路向电力用户直接供给绿电，标志着绿电直连开始走向全国规范化推广的起点。随后相继发布的“1192号文”和“688号文”，进一步明确了绿电直连的价格机制，并将直连受益群体拓展至多个负荷端用户，由此拉开了绿电直连模式大规模推广的序幕。
图2：绿电直连的发展历程
资料来源：招商银行研究院
绿电直连已经具备底层技术基础，在各地政策不断完善下将成为“十五五”时期新能源高质量发展的新兴业态。绿电直连以源网荷储一体化为底层技术，将电源、电网、负荷和储能作为一个有机整体进行规划、建设和运行，通过电网支撑、负荷响应和储能调节提升局部系统自平衡能力。这一技术在过去5年“源网荷储一体化”项目试点过程中逐步探索成熟，具备了大规模复制推广的基础。在“650号文”的顶层设计基础上，各地结合自身的情况陆续发布绿电直连项目实施细则，指引当地的绿电直连项目投资。根据国家发展改革委的数据，截至2026年4月，全国已有99个绿电直连项目完成审批，新能源总装机规模达34.05GW，应用场景涵盖了数据中心、零碳园区、增量配电网、离网制氢制醇等。从已经完成审批的绿电直连项目公开信息以及招投标情况梳理看：在业主方端，国电投、华电、宝武清洁能源、大唐和中石油累计批复的项目在1GW以上，国家能源集团、宁德时代、中国铝业、中国五矿和中广核等在300MW以上；在项目负荷端，以高耗能行业和数据中心的绿电直连为主；在区域分布端，当前河北、新疆、内蒙古、山西和辽宁完成落地审批的项目在GW级别以上。“十五五”期间国内新型能源体系建设持续深化，在新能源高质量发展目标下，绿电直连将成为新能源发电中重要的新兴业态。
图3：省级绿电直连管理政策梳理（截至2026年7月20日）
资料来源：各省市发改委和能源局、招商银行研究院
（二）驱动力：源网荷端在新能源就近消纳模式创新上的最大公约数
电源端：新能源全面入市使收益不确定性增加，可通过绿电直连模式锁定稳定收益。2025年国内“136号文”正式将新能源发电全面推向市场化交易的新阶段，对于发电企业而言，新能源发电的投资逻辑完全重构，除了中标机制电量的发电量部分有机制电价的托底效应外，参与市场化交易部分的电量收益存在较大的不确定性，增量项目的收益情况普遍承压。而应对全面入市带来的收益不确定的方式之一便是围绕负荷端投资新能源，与下游用能主体签订中长期购售电协议，锁定新能源投资收益。传统的分布式隔墙售电和大用户直供电模式在现有的政策框架体系内难以合规保障电源侧的稳定收益，而绿电直连“650号文”明确提出，若电源和负荷不是同一投资主体，应签订多年期购电协议或者合同能源管理协议，划清责权事项，对于电源侧稳定投资预期产生一定的激励作用，但同时电源端与负荷端深度绑定也会放大电费回收的风险。
图4：绿电直连的投资建设模式对于电源侧稳定投资预期产生较大的积极作用
资料来源：国家发展改革委和能源局、招商银行研究院
电网端：新能源大规模并网带来的消纳压力逐步增大，亟待通过绿电直连模式缓解消纳压力。“十四五”期间国内电源侧投资增速显著高于电网侧的投资，叠加电网侧投资相较电源侧存在1-2年的时滞性，因此“十四五”末期新能源消纳利用率持续走低，逐步逼近电网消纳利用率90%的底线要求。根据全国新能源消纳监测预警中心的数据，截至2026年上半年，国内风电和光伏的平均利用率分别为90.9%和91.4%，较2025年底均下滑了3个百分点左右。通过绿电直连模式，可以在缓解电网消纳压力的基础上继续实现新能源装机的增长，电网端对于用电负荷起到的是兜底保供的作用，并且可通过两部制容量电费方式有效保障电网的部分收费权益。
图5：“十四五”期间电源和电网投资规模及增速
资料来源：国家能源局、招商银行研究院
图6：2021-2026H1国内新能源消纳利用率情况
资料来源：全国新能源消纳监测预警中心、招商银行研究院
负荷端：部分出口导向型企业的碳关税等合规成本增加需要通过绿电直连这一清晰物理溯源模式降低合规成本。2026年1月，欧盟碳边境调节机制（CBAM）正式结束过渡期开始进入实质性收费阶段，对于我国出口导向型企业将构成直接的财务压力，出口导向型企业对于绿电供应的诉求强烈。此前国内绿电供应的主要模式为绿电交易和绿证交易，其中绿电交易是通过中长期市场交易获取的环境价值（电能量与绿证一起交易，即“电随证走”）；绿证交易则是通过专门的平台为可再生能源发电电量核发绿证，并在市场中交易（电能量与绿证分开交易，即“电证分离”）。无论是绿电交易还是绿证交易，其获得的绿色环境价值都无法做到清晰的物理溯源，欧盟目前并不认可通过绿电交易或购买绿证的方式抵消碳排放，只有绿色电源与生产设施之间存在物理直供电才能视为绿色电力。国际环境对于绿色电力的认证标准趋严倒逼国内绿电直连政策出台，以破除碳关税壁垒。
图7：欧盟碳边境调节机制（CBAM）的基本内容
资料来源：公开资料整理、招商银行研究院
价格机制：准入和退出存在硬约束，“两部制”到“单一容量制”重构
（一）准入门槛和退出机制：源荷端分类指导，量化约束指标，退出机制因城施策
绿电直连政策对存量与增量源荷端采取了分类指导策略，构成了项目的准入门槛。绿电直连项目对电源和负荷端提出了严格的准入门槛要求，增量源荷端最为鼓励，存量源荷项目转直连要求严格并存在红线边界。从电源端来看，政策鼓励的是增量新能源项目与负荷端（增量负荷和存量特定方向的负荷）直连，存量新能源原则上不鼓励做直连，但尚未开展电网接入工程建设、或因新能源消纳受限等原因无法并网的项目除外。对于已经并网的新能源项目与一般存量负荷之间的直连，国家政策不支持不禁止，在获得当地政府和电网同意后可开展。
对于增量负荷，政策给予了极大的开放度。绿电直连政策明确所有新增用电负荷在取得核准（备案）文件后均可开展绿电直连，且允许同步配套建设新能源电源。政策特别强调优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业，意在通过绿电直连拉动新质生产力的发展。值得注意的是，“650号文”框架下的“一对一”存量项目若吸纳新建负荷并配套扩建新能源电源，可合规转型为多用户直连项目，这为存量资产的升级扩容保留了明确的通道。
针对存量负荷，政策设定了更为严格的准入条件，主要聚焦于自备电厂替代、外向型企业降碳及园区类项目整合等三大方向。拥有燃煤或燃气自备电厂的企业，在足额清缴可再生能源发展基金、政策性交叉补贴及系统备用费后，可通过压减自备电厂出力开展绿电直连，但要求新能源规模需与自备电厂寿命匹配，且不得占用公共电网调节资源，以防止变相规避系统责任。对于有降碳刚性需求的出口导向型企业，政策允许其利用周边新能源资源开展直连，适用范围已扩展至有绿色电力消费比例要求的企业、重点用能和碳排放企业及其上下游产业链，这直接缓解了出口导向型企业国际贸易碳关税的压力。此外，工业园区、零碳园区及增量配电网的全部或部分负荷被鼓励就近接入新能源，特别是分布式光伏可通过“集中汇流方式”参与多用户直连，无需新建大规模电源即可实现园区级的绿电直连，极大降低了园区绿色转型的门槛。
图8：绿电直连项目对于电源和负荷端的准入门槛要求（二维象限图）
资料来源：招商银行研究院
政策对自发自用电量和上网电量占比设定了严格的约束条件，促进源荷端精确匹配。在自发自用电量比例方面，政策确立了双重量化约束条件。第一，在发电量维度上，项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例不得低于60%，促进新能源就近消纳；第二，在用电量维度上，自发自用电量占总用电量的比例不得低于30%，并设定了逐年提高的机制，明确要求2030年前需达到35%以上，确定了新能源装机容量的下限。在上网电量占比方面，并网型绿电直连项目的年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%，现货市场连续运行地区采用“自发自用为主，余电上网为辅”，并且明确规定在现货市场非连续运行地区，新能源消纳困难时段严禁向电网反送电，确定了新能源装机容量的上限。考虑到各地新能源消纳能力的差异，政策实行“一省一议”机制，由省级能源主管部门结合实际情况确定具体的上网电量比例及消纳困难时段，这在赋予了地方一定的调控弹性的同时，也带来了区域政策执行的不确定性。在上述刚性约束条件下，项目在规划阶段必须遵循“以荷定源”原则，根据企业的用电量、储能容量、负荷特性与新能源出力曲线模拟生产，合理规划新能源装机规模，确保电源与负荷的高度匹配。
图9：并网型绿电直连项目新能源自发自用与上网电量比例要求
资料来源：中国能建、招商银行研究院
政策对绿电直连项目的退出机制未作出明确指引，各地按照当地实施细则文件实行差异化退出方式。绿电直连项目出现投产后的核心运行指标（新能源自发自用电量和上网电量的比例）不达标、纳入建设期未及时开工、负荷端不再具备持续用电能力等情形，将会触发项目退出机制。对于上述情形下项目退出后的应对方式，国家顶层设计政策并未作出明确的指引，这意味着绿电直连项目投产后存在的风险因素难以得到有效控制。因此地方的绿电直连实施细则文件有可能会将潜在的风险因素打上政策“补丁”，从已经明确项目退出后衔接机制的省份来看，浙江省的政策相对友好，对于退出运营的绿电直连项目，其直连电源在设区市、电网企业落实接入条件后可重新申报建设计划，重新接入公共电网，并可作为增量项目参与机制电价竞价。
表 1：部分省份明确了绿电直连项目持续监测及清退机制
资料来源：各省市发改委和能源局、招商银行研究院
（二）“两部制”到“单一容量制”重构：平均负荷率、接网容量和自发自用率决定降费空间
绿电直连项目价格机制是决定其能否实现商业化闭环的关键性因素，“1192号文”主要对发用电量的定价机制予以明确。2025年9月出台的《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（“1192号文”），其核心贡献在于破解了新能源就近消纳的价格机制障碍，确立了“谁受益、谁负担”的公平原则，在保障电网投资回收、新能源企业效益与工商业用户公平性之间寻求纳什均衡。绿电直连项目发用电量一共可分为三块：上网电量（余电上网的电量）、自发自用电量（负荷直接消纳的新能源电量）和下网电量（从公共电网购买的电量），不同电量定价机制存在一定差异。其中上网电量定价方面，由电源和负荷作为整体参与电力市场交易，不纳入新能源机制电价；项目电源和负荷不是同一投资主体的，可以参照虚拟电厂模式，以聚合形式参与电力市场交易。自发自用电量定价方面，对于电源与负荷不是同一投资主体的，应通过双边协商签订多年期购电协议或合同能源管理协议确定价格，同时需承担社会责任等相关费用。下网电量定价方面，按照“两部制”即“电量电费+容量（需量）电费”确定，其中电量电费由市场交易价格形成，同时需承担社会责任和系统责任相关的费用，容量（需量）电费按照“1192号文”规则计算。
图10：并网型绿电直连项目上网电量、自发自用电量和下网电量的含义和价格机制
资料来源：中国能建、招商银行研究院
“1192号文”针对绿电直连项目，将传统的“两部制”电价中的输配电费改造整合到“单一容量制”电费中，并将计费模式的选择权交由负荷端。我国一般工商业用户电价可分为单一制和两部制，单一制主要适用于用电容量在100千伏安及以下的工商业用户，这类用户仅按实际用电量计费，无固定费用；而两部制主要适用于用电容量在315千伏安及以上的大工业用户，将电价拆分为“容量电费（固定）”和“电量电费（变动）”两部分，总电费 = 容量电费（按变压器容量或最大需量收取） + 实际用电量 × 电量电价，即使当月完全不用电，也需缴纳容量电费。在传统两部制电费体系中，工商业用户的月度电量电价=发电侧上网电价+电度输配电价（含政策性交叉补贴）+系统运行费+上网环节线损+政府性基金及附加，因此总的输配电费与工商业用户的实际用电量挂钩。但在绿电直连项目中，负荷端的实际用电量存在较大的波动和不确定性，“1192号文”将与实际用电量挂钩的输配电费整合到“单一容量制”电费中，形成了一个新的计算方式，即月度容（需）量电费 = 按现行政策缴纳的容（需）量电费 + 所在电压等级现行电量电价标准 × 平均负荷率 × 730小时 × 接入公共电网容量，新的容量电费计算方式与接入公共电网容量强相关，负荷端可以在输配电费（与流量挂钩）和单一容量制电费（与接入公共电网容量挂钩）中自主选择。
图11：“1192号文”将传统两部制电费中的输配电费整合到单一容量制电费中
资料来源：国家发展改革委和能源局、招商银行研究院
单一容量制电费中平均负荷率和接网容量是对经济性最为敏感的参数。其中，“按现行政策缴纳的容（需）量电费”保留了用户原有的基本电费缴纳方式（按变压器容量或合同最大需量），这是保障电网固定成本回收的基础，不受新机制影响。“所在电压等级电量电价”由省级价格主管部门核定，作为固定参数决定了容量电费折算的基准水平，不同电压等级间的电价差异将直接影响项目的成本结构。“平均负荷率”是公式中对经济性影响最为敏感的参数之一，其取值为所在省份110千伏及以上工商业两部制用户的平均水平，由电网企业测算，经省级价格部门审核后公布。这一参数的设计会导致：当项目实际负荷率高于全省平均水平时，超出部分的输配电费可获得减免，综合用电成本降低；反之，若实际负荷率低于全省平均水平，则单一容量制下的成本可能高于传统两部制。这种机制本质上是在激励项目提升变压器利用率、优化负荷曲线，通过配置储能或负荷管理来提高自平衡能力，从而获取电费端的成本优势。“730小时”为固定的折算系数，可以理解为月平均小时数（365*24小时/12个月）。“接入公共电网容量”则直接决定了容量电费的基数，其定义为项目同时使用的受电变压器容量及不通过变压器接入的高压电动机容量之和，也是影响项目经济性的重要参数，鼓励用户通过配储、优化变压器接网容量等方式降低接入公共电网容量进而减少容量电费。对于高可靠性要求的负荷项目（如数据中心等需要全容量备用），如果按照新的计算规则可能会导致其容量电费大幅提高，从而影响绿电直连的经济性，但为了保障这一类负荷绿电直连的需求，其输配电费可以选择按照传统的两部制方式缴纳。
图12：单一容量制电费计算公式拆解
资料来源：国家发展改革委和能源局、招商银行研究院
自发自用电量占总用电量比例较高的绿电直连项目能够节省的系统运行费用和上网环节线损费用空间较大。工商业用户的电量电价除了电度输配电价以外，系统运行费和上网环节线损费用也是其重要组成部分。“1192号文”对系统运行费采取了“短期过渡、长期转型”的安排，明确在过渡期内，项目使用公共电网时视同工商业用户，暂按下网电量缴纳系统运行费，而自发自用电量则无需缴纳该费用。系统运行费主要用于补偿发电机组的备用容量、调节能力等辅助服务，当前包含辅助服务费用、抽水蓄能容量电费、煤电容量电费、新能源差价结算补贴费用等科目。自发自用电量该部分费用的豁免直接降低了项目的初期综合成本，但政策同时明确了长期改革方向，即系统运行费将逐步向按占用容量等方式缴费过渡，未来将与输配电价的容量制逻辑统一，体现“用多少责任、担多少成本”的原则。而线损费用则仅按实际下网电量缴纳，自发自用电量无需承担上网环节的线损费用。未来国内系统运行费用受电源结构深度转型、电力保供成本增加等因素影响，可能会维持上涨趋势，上网环节线损费用受电网公司技术升级、输配电效率提升等影响可能稳中有降，系统运行费用在电量电价中的占比可能会持续提升。因此自发自用电量占总用电量比例越高的绿电直连项目能够节省的系统运行费用和上网环节的线损费用越多，但实现高比例自发自用也会带来配储等初始投资成本上升，需要综合权衡考量。
图13：绿电直连项目负荷方总电费计算示例（普通项目和高可靠性项目）
资料来源：国家发展改革委和能源局、招商银行研究院
经济性评估：重点关注区域属性、负荷特性和降本空间
（一）区域经济性评估：重点关注低平均负荷率和高系统运行费用区域
不同区域的绿电直连项目能够节省的电费空间差异较大，需重点关注不同区域的平均负荷率和系统运行费用。随着国家绿电直连顶层设计政策发布，各省市也相继出台绿电直连项目实施细则，在分析各地细则的过程中，除了需要关注不同区域项目的准入门槛（存量增量电源和负荷标准、以荷定源的约束要求、消纳红线等）和持续监测退出机制以外，还需要着重关注影响绿电直连项目经济性的两大关键指标：省级平均负荷率和系统运行费用。在第二节价格机制的分析中，我们明确了在施行“单一容量制”电价时，项目的实际负荷率高出当地的省级平均负荷率越多，可节省的输配电费空间就越大，因此不同区域的省级平均负荷率需要进行横向对比；另外项目自发自用电量占总用电量的比例越高，项目所能节省的系统运行费用越多，对于系统运行费用较高的省份，这部分的降低效应会更加明显，因此不同区域的系统运行费用需要进行横向对比。
图14：2026年7月部分区域平均负荷率对比（%）
资料来源：各省电网公司官网、招商银行研究院
图15：2026年7月部分区域系统运行费用对比（分/kWh）
资料来源：各省电网公司官网、招商银行研究院
搭建不同区域绿电直连项目经济性评估模型，其中第二象限内地区为经济性具备比较优势的区域。我们以目前市场上公开的省级平均负荷率和月度系统运行费用数据为基础，构建了以二者为横纵轴的四象限模型，横纵轴的分割线为两大核心指标的中位数。通过四象限模型可以看出，第二象限内的区域具备较低的省级平均负荷率和较高的系统运行费用，属于经济性具备比较优势的地区，比如吉林、辽宁、天津、陕西和河南等地，而第四象限内的区域，比如宁夏、蒙西和青海等地，尽管节费空间相对较窄，但其风光资源优势明显，新能源交易电价可能更低于其他区域，需要进一步评估单个项目的经济性。
图16：各地区省级平均负荷率和月度系统运行费用二维评估模型（选取18个省市）
资料来源：招商银行研究院
（二）单个项目经济性评估：重点关注负荷特性和降本空间
单个绿电直连项目的经济性主要来源于以下四方面：（1）适度提高项目自发自用电量占总用电量的比例，降低的是自发自用电量部分的系统运行费用和线损费用，另外还有下网电量和对应的交易成本；（2）合理压低接网容量或提高项目实际负荷率，从而降低与容量挂钩的单一容量制电费；（3）匹配新能源现货市场的低价时段，通过负荷端的柔性调节或者增加储能等灵活性资源优化出力曲线，降低电量结算成本；（4）满足负荷端的绿色溢价或合规需求，降低出口碳关税成本或合规成本。综合上述四方面，我们认为单个绿电直连项目的经济性评估需要重点关注负荷特性和降本空间。其中，负荷特性主要关注其是否具备持续经营能力、是否具备柔性调节能力和是否具备绿电的刚性需求；降本空间主要关注自发自用电量占总用电量的比例和协议电价、系统运行费用、线损费用、单一容量制电费的节省空间以及绿色合规成本的降幅等。下面我们以目前绿电直连的主流应用场景高耗能和数据中心为例，分析单个项目的负荷特性和降本空间。
高耗能场景下出口导向型的钢铁、铝、绿色氢氨醇等负荷特性较为适配绿电直连。高耗能负荷并不一定全都适配绿电直连项目，部分高耗能负荷能够通过检修、启停和错峰排产等方式灵活调整用电并对绿电存在刚性需求，比如出口导向型的钢铁和铝等有色金属负荷、绿色氢氨醇负荷、可错峰制造具备生产排程能力的园区等。而连续化工、半导体、精密制造等高耗能负荷，虽然其用电量大，但对供电连续性和电能质量要求极高，不一定适配绿电直连，即使要参与绿电直连也需要考虑额外配备用、储能和电能质量管理，这会导致配套成本上升，经济性难以体现。
图17：以电炉为代表的短流程炼钢具备较高的负荷弹性
资料来源：碧蓝能源、招商银行研究院
高耗能绿电直连项目的降本空间主要来自单一容量制电费节省和绿色合规成本的降低。我们以一个出口导向型的中型高耗能绿电直连项目为例：假设项目最大负荷40MW，以220kV 接入公共电网，绿电自发自用电量占总用电量的比例为30%，实际生产负荷率为75%，暂不考虑配储成本，分冀北和宁夏两地进行对照。在单一容量制计费模式下，按照100%接网容量的情形测算，冀北地区绿电直连项目一年可节省电费约2424.72万元，度电成本降低0.09元/度，较传统两部制计费模式节约电费972.24万元；宁夏地区绿电直连项目一年可节省电费约919.20万元，度电成本降低0.035元/度，较传统两部制计费模式节约电费效果不显著；如果按照80%接网容量的情形测算，冀北和宁夏地区绿电直连项目较100%接网容量可分别进一步节省电费529.20万元和445.46万元，通过适当降低负荷侧接网容量对单一容量制电费的节省效果明显。若进一步考虑CBAM的碳排放成本，冀北地区出口导向型高耗能企业用电的度电成本高达1.04元/度，而通过绿电直连获取物理溯源的低碳电力，可直接降低产品单位含碳量，从而减少CBAM证书的购买成本，使得度电成本降低约0.209元/度，同样宁夏地区项目的度电成本降幅约0.146元/度，绿电直连对于绿色合规成本的降低效果显著。
表 2：高耗能场景绿电直连项目案例测算（输配电价、系统运行费用和线损费等使用6月份数据）
资料来源：招商银行研究院
数据中心场景下绿电直连不一定是满足绿电消纳需求的最优解，需要综合比较绿电和绿证交易等方式。在负荷端持续经营能力方面，数据中心的负荷特性表现为24小时连续不间断运行、实际负荷率高、对于供电可靠性要求极高。在柔性调节能力方面，由于数据中心负荷具有高频次、短时突变等特征，且可能因训练任务中断或重启引发百兆瓦级负荷波动，使得数据中心在进行AI推理和训练切换过程中存在一定的负荷弹性。在绿电刚性需求方面，受绿色算力、客户采购和能耗指标（PUE）约束，数据中心对绿电消纳比例和绿电溯源要求较高，国家发展改革委等部门印发的多份文件中提出了“国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超过80%”的考核目标。综上，数据中心这一类型负荷具备了绿电直连的基础条件，但在“以荷定源”的过程中，由于新能源发电侧天生具有随机性和波动性，不稳定的绿电与供电刚性需求高的数据中心负荷之间如何匹配是项目能否最终落地所面临的最大挑战，这需要增加足够多的储能等调节性电源以及长距离专用线路的投资，保障负荷端的供电可靠性，同时对公共电网还需预留全容量的备用接口。数据中心负荷方为满足绿电消纳占比80%以上的目标，可以通过绿电直连、参与绿电和绿证交易等多种方式组合实现，需要其结合成本收益情况综合考虑。
图18：AI训练时数据中心的实时功率曲线
资料来源：NERC、招商银行研究院
图19：数据中心用电负荷的变化图
资料来源：英伟达、招商银行研究院
数据中心绿电直连项目的降本空间主要在自发自用电量协议电价与下网电量电价的轧差以及其占总用电量的比例。我们以一个典型的中型数据中心绿电直连项目为例：假设数据中心IT负荷50MW，PUE约为1.25，最大用电功率62.5MW，年运行8760小时，以220kV 接入公共电网，基准情形下绿电自发自用电量占年度总用电量的比例为30%，实际负荷率为83.3%，暂不考虑配储成本，分冀北和宁夏两地进行对照。通过案例测算结果可以看出：（1）当自发自用电量的协议电价与当地下网电量电价之间的轧差越大时，通过绿电直连能够节省的电费就越多。冀北数据中心通过绿电直连可实现0.055元/度的度电成本降低，而宁夏则只有0.035元/度的降幅，因此对于数据中心负荷而言，绿电直连的协议电价是降本的核心，这需要负荷方与电源方之间协商以实现二者利益诉求的平衡。（2）当自发自用电量占总用电量的比例提高时，绿电直连项目可进一步节省电费，但也会带来新能源和储能系统初始投资增加。数据中心绿电直连项目在计费模式上主要适用于高可靠性项目（图13中标注的计算方式），在此情况下能够降低的便是自发自用电量电价中的系统运行费用和线损费，因此，提高自发自用电量占总用电量的比例，可以进一步降低该部分电量的系统运行费用和线损费。当冀北和宁夏的数据中心绿电直连项目自发自用电量占总用电量的比例提升至35%时，二者的度电成本较基准情形（自发自用电量占总用电量比例30%）分别降低0.01元/度和0.006元/度。
表3：数据中心场景绿电直连项目案例测算（输配电价、系统运行费用和线损费等使用6月份数据）
资料来源：招商银行研究院
授信策略和风险因素分析
（本部分有删减，招商银行各行部请登录“招银智库”查看原文）
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本期作者
杨荣成 招商银行研究院 行业研究员
yangrongcheng@cmbchina.com
刘心怡 总行授信审批部 授信审批岗
liuxinyi@cmbchina.com
车险峰 总行战略客户部 战略客户经理岗
chexianfeng@cmbchina.com
感谢实习生熊航、陈宇对本文的贡献
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责任编辑|余然
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