文｜财新周刊 范若虹
来源于 《财新周刊》 2025年03月03日第08期
孤网是指不与大电网相连，完全自给自足的供电模式。电力作为二次能源具有实时平衡、较难存储的特性，因此单一电源会被认为不安全，需要大电网作为“蓄水池”托底。
孤网供电模式并不新奇。此前，中国一些高耗能企业如山东魏桥铝业就拥有自备电厂，即是类似的孤网供电模式。不过，传统孤网运行大多用煤电支撑，可以连续运行、供电稳定，但风光供电孤网模式的巨幅波动，在目前储能技术条件下还极难熨平，安全性、稳定性都存在巨大挑战。
孤网的好处显而易见。一方面，全球对“碳达峰、碳中和”（下称“双碳”）的能源转型追求仍在前行，欧盟等经济体对绿电的需求持续增长；另一方面，孤网分布式供电的模式，有助于解决中国西北部大规模上马的新能源消纳率低的现状。
国家能源局数据显示，2024年中国风、光发电累计装机容量分别达到5.2亿千瓦和8.9亿千瓦，增速分别达到18%和45.2%，总装机量超过14.1亿千瓦，相较2021年三年翻了1倍还多。
此外，孤网可省去缴纳大电网过网费、交叉补贴等费用，可以极大降低企业的用电成本，在经济增速放缓的大背景下，对高耗能企业来说，这具有极大的吸引力。
例如，远景赤峰项目在试验阶段实现了风光发电成本不到0.2元/千瓦时，相较于赤峰市大电网工业用户平均电价0.47元/千瓦时降低近六成。这使得更多企业愿意尝试孤网项目，通过工艺流程的不断优化，配合储能技术的提升，让工业用电需求适应风光波动。
“未来五到十年内，这一模式或将真正跑通。”一名国家发改委能源研究所的人士表示。绿电孤网并不局限在绿色氢氨制造范围，而是可以拓展到大量工业制造领域，不仅会对现有大电网模式带来极大冲击，也将给大量工业形态和产业布局带来颠覆性的改变。
绿电供需错配
中国多省正在面临“弃电”与“缺电”并存的难题。例如，青海省作为水电、风光清洁能源装机大省，明显出现白天电量富余、夜间缺电需要大量外调电的矛盾，这一方面导致青海还希望大电网继续投资，为其建设特高压外送电通道；另一方面夜间高价购买外省煤电，抬高了省内用电价格，抵消了相当部分的低成本绿电的优势。（参见本刊2024年第2期《绿电样板的烦恼》）
而且，青海并非特例。近两年，内蒙古、甘肃、四川等几个风光水绿电大省都出现了类似问题，虽然各省份弃电与缺电的时段和原因不尽相同，但这对矛盾都很突出。
2021年以来，新能源快速发展，在中国西部沙漠、戈壁、荒地上迅速上马了大量风光大基地项目；与此同时，分布式光伏与风电项目，也在东部如火如荼地落地发展。2024年7月，中国提前六年半完成了2030年12亿千瓦风光装机目标；到2024年底，全国风光装机总量已达14.1亿千瓦。
中国是传统煤电大国，大电网接纳新能源的能力已接近上限。仅仅五年前，中国煤电装机总量占比仍为60%以上，煤电发电量超过70%。但如今，煤电的装机量与发电量已下滑至37%与60%；风光装机容量已超过火电，占总装机比例达41%，风光发电量也超过30%。大量波动性的新能源接入后，电网调节能力不足和风光消纳问题日益凸显。
绿电大量过剩，但在“双碳”的长远背景下，绿电需求见涨。进一步加大电网的互联互通投资只是治标，虽然能将新能源电力输送到更远的地方，加强省间互济输电，让大部分省份在缺电时段有足够的线路从外省买电；但高昂的特高压投资成本与电力远距离输送损耗，导致终端用电成本居高难下。当前，成本已成企业的生命线，对于高耗能企业，用电成本更是攸关效益。
绿电孤网在欧洲人看来是追求降碳的环保路径之一，尤其在绿色氢氨醇制造领域，欧盟规定其接入电源类型需是“原本被弃掉”的绿电用来制备绿氢，更具环境价值。
在欧洲，绿电本身稀缺昂贵，但在中国却有大量“被弃掉”的风光，如探索绿电孤网模式，可大幅减少大电网对新能源的消纳压力。财新走访多省份了解到的情况是，到2023年底，青海省仅海南州一个地区排队等待并网接入的已建成光伏电站，就超过了1000万千瓦；新疆已并网新能源电站的弃电率超过40%。在西部，大量风电基地无法发电，原本庞大的国内风机产能无法消化，这也是像远景这样的风机制造商，积极探索绿色氢氨制造的初衷——打造新的风电应用场景，为自己的风机培育新客户。
挑战传统供电体系
绿电孤网可以让企业通过自给自足模式获得电力，减少大电网的保供压力。但这看似多赢的供电模式下，大电网另有苦衷。
“中国目前的大电网供电模式是保证供电整体安全的必然选择。”一位电力央企负责人说。由于电力供需实时平衡，因此一个小范围的“电力孤岛”很容易形成电力不平衡，建设小范围备用电源实际成本高于互联互通模式——后者类似将一个个小水池打通，哪里缺水就有其他地方的水流过来补充。
目前，中国有两大电网公司负责供电——国家电网与南方电网。其中国家电网覆盖全国26个省（自治区、直辖市），供电范围最大，占国土面积的88%，供电人口超过11亿。互联互通的供电模式需要大规模的电网投资为基础。多年来，国家电网年均投资额超过6000亿元。截至2024年三季度末，国家电网总资产5.54万亿元。截至目前，已经在26个省份范围内建成了38条特高压线路。
南方电网覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省份，并与香港、澳门地区以及东南亚国家的电网相联，供电面积100万平方公里。供电人口2.72亿。2024年南方电网固定资产投资额达到1730亿元，总资产超过1.23万亿元。已经建成特高压通道19条。
国家电网和南方电网在2002年那轮电力体制改革中分立，之后20多年，两大电网一直实行所有电源统一连接、所有用户统一买电的“统购统销”模式；2015年新一轮电改提出“管住中间、放开两头”的改革目标，将原有“统购统销”转变为发电企业、电网企业、售电公司和电力用户参与的电力市场，要求电网仅收取中间环节的输配电价，进而推进了输配电价改革，并逐步引导自备电厂转公用电厂。但此后电网与电源、用户的物理连接方式并未改变，经营理念还是做大做强，追求接入更多电源和用户。
此外，为保障农业和居民电价长期维持低位，电网长期承担交叉补贴之责——工业企业承担较高电价，对农业和居民电价进行“转移支付”性质的补贴。
绿电孤网模式类似企业自备电厂，企业在一定范围内自建电源并自我消纳，尽量不从大电网买电。如果这一模式推广，那么用电量大的优质工业用户最有动力摆脱对大电网的依赖，这势必冲击电网的营业收入。
在绿电孤网未具商业经济性之前，各地对绿电的应用开始探索。从2023年底开始，各省份就在探索无法消纳的大量新能源的应用路径，即通过“源网荷储一体化”项目的方式进行绿电直供。
“源网荷储一体化”是指单个电力用户或在固定电力消纳区域范围内，将电源、电网、负荷和储能形成一个协同工作的系统，通过企业自建新能源与电网线路，实现绿电直供，省去了大电网的过网费，企业自建新能源可以在厂区内，也可以在厂区外，厂区外可以扩展的范围由省级政府出台政策确定。其核心目的是推动企业降低用电成本，促进绿电就地消纳，扩大能源领域投资。据财新不完全统计，从2023年底以来，已有内蒙古、新疆、青海、江西、广西、吉林、河南、江苏等多省份出台“源网荷储一体化”试点方案。地方政府希望通过先行先试，加大招商引资吸引力，让企业获得降低电价的实惠。
颠覆传统工业形态
“远景赤峰项目样本的意义，在于风光发电与化工品的动态耦合。”一名接近国家发改委的人士评论，打破化工业必须连续生产的惯例，与风光发电情况匹配生产，不仅可以生产全绿色的化工品，也将极大地降低化工行业的生产成本。这是绿电孤网探索的另一层深意。
上述人士认为，合成氨是所有化工品的基础，未来三到五年内，这一探索很可能跑通，并覆盖到可以动态生产的电解铝、铁合金等行业，“既绿色又低价”的孤网，或将给中国大量高耗能工业企业带来新的生产模式——一方面大幅降低成本；另一方面独立于大电网运行，形成新的生产力。
据上述人士测算，一旦投资风光电站的最终发电成本低至0.15元/千瓦时，那么就会使得大量企业有足够动力尝试绿电孤网动态生产，并从中获得绿色低成本氢氨产品。
内蒙古自治区能源局2024年11月发布的文件显示，该自治区风电度电成本约0.15—0.2元，光伏度电成本约0.2—0.25元，并称“这里具备绿氢产业大规模发展的优质资源基础”。
从远景赤峰项目案例来看，绿电孤网的直供电量占其用电总量的90%以上，但仍无法脱离大电网支撑，仍需大电网为其做备用和兜底。更多的“源网荷储一体化”试点显示，直供电量一般在电力用户用电总量的5%—50%之间，大部分电量还需从大电网获得。因而，绿电直供一方面分流了大电网的市场份额，使其过网费收入减少；另一方面还增加了大电网的安全责任，并将交叉补贴等公共成本转移给没有绿电直供的企业，在公平分配机制上仍存在制度漏洞。
“这确实是不公平的。”一名地方能源主管部门的负责人士坦承，政府部门需要协助大电网计算绿电直供的备用费如何收取，同时转嫁到其他工业用户的成本如何补偿，这些“不公平”之处仍待解决。
由此，绿电直供试点项目面临的压力和阻力也可想而知，这类试点推进普遍缓慢。
目前在部分省份的绿电政策中，已尝试对电网备用费用给予考量和测算，如果未来可将这部分费用厘清，或将解开各方在绿电直供模式中的利益冲突，相向而行，向新型电力系统方向协同发展。