文｜財新周刊 范若虹
來源於 《財新周刊》 2025年03月03日第08期
孤網是指不與大電網相連，完全自給自足的供電模式。電力作為二次能源具有實時平衡、較難存儲的特性，因此單一電源會被認為不安全，需要大電網作為“蓄水池”托底。
孤網供電模式並不新奇。此前，中國一些高耗能企業如山東魏橋鋁業就擁有自備電廠，即是類似的孤網供電模式。不過，傳統孤網運行大多用煤電支撐，可以連續運行、供電穩定，但風光供電孤網模式的巨幅波動，在目前儲能技術條件下還極難熨平，安全性、穩定性都存在巨大挑戰。
孤網的好處顯而易見。一方面，全球對“碳達峰、碳中和”（下稱“雙碳”）的能源轉型追求仍在前行，歐盟等經濟體對綠電的需求持續增長；另一方面，孤網分布式供電的模式，有助於解決中國西北部大規模上馬的新能源消納率低的現狀。
國家能源局數據顯示，2024年中國風、光發電累計裝機容量分別達到5.2億千瓦和8.9億千瓦，增速分別達到18%和45.2%，總裝機量超過14.1億千瓦，相較2021年三年翻了1倍還多。
此外，孤網可省去繳納大電網過網費、交叉補貼等費用，可以極大降低企業的用電成本，在經濟增速放緩的大背景下，對高耗能企業來說，這具有極大的吸引力。
例如，遠景赤峰項目在試驗階段實現了風光發電成本不到0.2元/千瓦時，相較於赤峰市大電網工業用戶平均電價0.47元/千瓦時降低近六成。這使得更多企業願意嘗試孤網項目，通過工藝流程的不斷優化，配合儲能技術的提升，讓工業用電需求適應風光波動。
“未來五到十年內，這一模式或將真正跑通。”一名國家發改委能源研究所的人士表示。綠電孤網並不局限在綠色氫氨製造範圍，而是可以拓展到大量工業製造領域，不僅會對現有大電網模式帶來極大衝擊，也將給大量工業形態和產業布局帶來顛覆性的改變。
綠電供需錯配
中國多省正在面臨“棄電”與“缺電”並存的難題。例如，青海省作為水電、風光清潔能源裝機大省，明顯出現白天電量富餘、夜間缺電需要大量外調電的矛盾，這一方面導致青海還希望大電網繼續投資，為其建設特高壓外送電通道；另一方面夜間高價購買外省煤電，抬高了省內用電價格，抵消了相當部分的低成本綠電的優勢。（參見本刊2024年第2期《綠電樣板的煩惱》）
而且，青海並非特例。近兩年，內蒙古、甘肅、四川等幾個風光水綠電大省都出現了類似問題，雖然各省份棄電與缺電的時段和原因不盡相同，但這對矛盾都很突出。
2021年以來，新能源快速發展，在中國西部沙漠、戈壁、荒地上迅速上馬了大量風光大基地項目；與此同時，分布式光伏與風電項目，也在東部如火如荼地落地發展。2024年7月，中國提前六年半完成了2030年12億千瓦風光裝機目標；到2024年底，全國風光裝機總量已達14.1億千瓦。
中國是傳統煤電大國，大電網接納新能源的能力已接近上限。僅僅五年前，中國煤電裝機總量佔比仍為60%以上，煤電發電量超過70%。但如今，煤電的裝機量與發電量已下滑至37%與60%；風光裝機容量已超過火電，佔總裝機比例達41%，風光發電量也超過30%。大量波動性的新能源接入後，電網調節能力不足和風光消納問題日益凸顯。
綠電大量過剩，但在“雙碳”的長遠背景下，綠電需求見漲。進一步加大電網的互聯互通投資只是治標，雖然能將新能源電力輸送到更遠的地方，加強省間互濟輸電，讓大部分省份在缺電時段有足夠的線路從外省買電；但高昂的特高壓投資成本與電力遠距離輸送損耗，導致終端用電成本居高難下。當前，成本已成企業的生命線，對於高耗能企業，用電成本更是攸關效益。
綠電孤網在歐洲人看來是追求降碳的環保路徑之一，尤其在綠色氫氨醇製造領域，歐盟規定其接入電源類型需是“原本被棄掉”的綠電用來製備綠氫，更具環境價值。
在歐洲，綠電本身稀缺昂貴，但在中國卻有大量“被棄掉”的風光，如探索綠電孤網模式，可大幅減少大電網對新能源的消納壓力。財新走訪多省份了解到的情況是，到2023年底，青海省僅海南州一個地區排隊等待併網接入的已建成光伏電站，就超過了1000萬千瓦；新疆已併網新能源電站的棄電率超過40%。在西部，大量風電基地無法發電，原本龐大的國內風機產能無法消化，這也是像遠景這樣的風機製造商，積極探索綠色氫氨製造的初衷——打造新的風電應用場景，為自己的風機培育新客戶。
挑戰傳統供電體系
綠電孤網可以讓企業通過自給自足模式獲得電力，減少大電網的保供壓力。但這看似多贏的供電模式下，大電網另有苦衷。
“中國目前的大電網供電模式是保證供電整體安全的必然選擇。”一位電力央企負責人說。由於電力供需實時平衡，因此一個小範圍的“電力孤島”很容易形成電力不平衡，建設小範圍備用電源實際成本高於互聯互通模式——後者類似將一個個小水池打通，哪裡缺水就有其他地方的水流過來補充。
目前，中國有兩大電網公司負責供電——國家電網與南方電網。其中國家電網覆蓋全國26個省（自治區、直轄市），供電範圍最大，占國土面積的88%，供電人口超過11億。互聯互通的供電模式需要大規模的電網投資為基礎。多年來，國家電網年均投資額超過6000億元。截至2024年三季度末，國家電網總資產5.54萬億元。截至目前，已經在26個省份範圍內建成了38條特高壓線路。
南方電網覆蓋廣東、廣西、雲南、貴州、海南五省份，並與香港、澳門地區以及東南亞國家的電網相聯，供電面積100萬平方公里。供電人口2.72億。2024年南方電網固定資產投資額達到1730億元，總資產超過1.23萬億元。已經建成特高壓通道19條。
國家電網和南方電網在2002年那輪電力體制改革中分立，之後20多年，兩大電網一直實行所有電源統一連接、所有用戶統一買電的“統購統銷”模式；2015年新一輪電改提出“管住中間、放開兩頭”的改革目標，將原有“統購統銷”轉變為發電企業、電網企業、售電公司和電力用戶參與的電力市場，要求電網僅收取中間環節的輸配電價，進而推進了輸配電價改革，並逐步引導自備電廠轉公用電廠。但此後電網與電源、用戶的物理連接方式並未改變，經營理念還是做大做強，追求接入更多電源和用戶。
此外，為保障農業和居民電價長期維持低位，電網長期承擔交叉補貼之責——工業企業承擔較高電價，對農業和居民電價進行“轉移支付”性質的補貼。
綠電孤網模式類似企業自備電廠，企業在一定範圍內自建電源並自我消納，盡量不從大電網買電。如果這一模式推廣，那麼用電量大的優質工業用戶最有動力擺脫對大電網的依賴，這勢必衝擊電網的營業收入。
在綠電孤網未具商業經濟性之前，各地對綠電的應用開始探索。從2023年底開始，各省份就在探索無法消納的大量新能源的應用路徑，即通過“源網荷儲一體化”項目的方式進行綠電直供。
“源網荷儲一體化”是指單個電力用戶或在固定電力消納區域範圍內，將電源、電網、負荷和儲能形成一個協同工作的系統，通過企業自建新能源與電網線路，實現綠電直供，省去了大電網的過網費，企業自建新能源可以在廠區內，也可以在廠區外，廠區外可以擴展的範圍由省級政府出台政策確定。其核心目的是推動企業降低用電成本，促進綠電就地消納，擴大能源領域投資。據財新不完全統計，從2023年底以來，已有內蒙古、新疆、青海、江西、廣西、吉林、河南、江蘇等多省份出台“源網荷儲一體化”試點方案。地方政府希望通過先行先試，加大招商引資吸引力，讓企業獲得降低電價的實惠。
顛覆傳統工業形態
“遠景赤峰項目樣本的意義，在於風光發電與化工品的動態耦合。”一名接近國家發改委的人士評論，打破化工業必須連續生產的慣例，與風光發電情況匹配生產，不僅可以生產全綠色的化工品，也將極大地降低化工行業的生產成本。這是綠電孤網探索的另一層深意。
上述人士認為，合成氨是所有化工品的基礎，未來三到五年內，這一探索很可能跑通，並覆蓋到可以動態生產的電解鋁、鐵合金等行業，“既綠色又低價”的孤網，或將給中國大量高耗能工業企業帶來新的生產模式——一方面大幅降低成本；另一方面獨立於大電網運行，形成新的生產力。
據上述人士測算，一旦投資風光電站的最終發電成本低至0.15元/千瓦時，那麼就會使得大量企業有足夠動力嘗試綠電孤網動態生產，並從中獲得綠色低成本氫氨產品。
內蒙古自治區能源局2024年11月發布的文件顯示，該自治區風電度電成本約0.15—0.2元，光伏度電成本約0.2—0.25元，並稱“這裡具備綠氫產業大規模發展的優質資源基礎”。
從遠景赤峰項目案例來看，綠電孤網的直供電量占其用電總量的90%以上，但仍無法脫離大電網支撐，仍需大電網為其做備用和兜底。更多的“源網荷儲一體化”試點顯示，直供電量一般在電力用戶用電總量的5%—50%之間，大部分電量還需從大電網獲得。因而，綠電直供一方面分流了大電網的市場份額，使其過網費收入減少；另一方面還增加了大電網的安全責任，並將交叉補貼等公共成本轉移給沒有綠電直供的企業，在公平分配機制上仍存在制度漏洞。
“這確實是不公平的。”一名地方能源主管部門的負責人士坦承，政府部門需要協助大電網計算綠電直供的備用費如何收取，同時轉嫁到其他工業用戶的成本如何補償，這些“不公平”之處仍待解決。
由此，綠電直供試點項目面臨的壓力和阻力也可想而知，這類試點推進普遍緩慢。
目前在部分省份的綠電政策中，已嘗試對電網備用費用給予考量和測算，如果未來可將這部分費用釐清，或將解開各方在綠電直供模式中的利益衝突，相向而行，向新型電力系統方向協同發展。