绿电直连，专线自投，还要交过网费吗？专线成本多高？

太阳

前两天发改委、国家能源局联合发布的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》引起广大网友的密切关注，由此也引发的业内多种讨论，有隔墙售电了，还要搞绿电直连干嘛？劳民伤财？为什么要弄绿电直连？购买绿证不就是绿电？绿电直连，专线自投的话，过网费不交可以吗？为什么？等等？绿电直连对光伏行业到底影响几何？

一、为什么国家此时高调推动“绿电直连”？

1. 国内新能源消纳压力大

过去几年，风电、光伏装机大幅提升，2024年中国新增光伏超过216GW，但由于并网难、送出难的问题，大量项目发电不上网、绿电“窝在西部、送不过东部”，消纳瓶颈日益严峻。

绿电直连提供了另一条路径：“电随人走”，点对点对接大负荷用户，避开输电瓶颈，就近就地解决电力平衡问题。对国家来说，这是一种物理层面的“源网荷储协同”机制。

2. 出口企业碳足迹合规压力高

自2026年起，欧盟碳边境调节机制（CBAM）将全面实施，所有进入欧盟的商品（如光伏组件、电池、铝材、钢铁等）都需要提供生产过程中的碳排放证明。

问题来了：国内“绿证”制度是否被承认？答案是不被承认。

欧盟目前只认可两类绿电路径：

物理PPA，即电力生产商与用电企业之间签署长期购电协议，明确来源；

发电设施和用户之间有物理电缆直连，具备电量溯源能力。

因此，绿电直连成为唯一被国际市场承认的“实物碳减排”形式，直接关乎出口型企业的生死线。

二、网友问：既然是专线直供，为什么还要交“过网费”？真是“电老虎”

文件规定：绿电直连项目应按规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用，各地不得违规减免。这是很多企业关心的问题。大家以为“绿电不走电网，专线我自建，自投，自营，干嘛还要交钱给电网？”

1. 电不走“主网”，但服务仍依赖公共系统

650号文明确了绿电直连项目，即使不通过公共电网输送电力，只要是并网型项目（即项目整体接入电网、具备明确电网边界接口），仍要承担：输配电价，系统运行费用，政府性基金及附加政策性交叉补贴

这叫“共享公共基础设施的成本责任”。肯定仍然很多电友嘀咕，真是电老虎啊，确实这里面牵扯利益之争，从最早隔墙售电试点，就讨论过 了。

为什么？因为电网系统仍然：提供备用供电保障；提供系统平衡能力；管理频率、电压稳定性等系统性服务；对项目实施调度、监控、安全管理。

简单说，绿电直连项目用了“公路边上的专线”，但仍要缴纳公路通行费，因为它享受了公路的调度、服务、安全、备援等能力。

2. 防止“政策套利”、“假直连、真套利”

如果允许直连用户完全免除电网费用，会形成严重的不公平：

1）公共电网由全社会共建，如果某些大企业可以绕开缴费，留下的成本就要由中小企业、居民分摊；

2）同样使用新能源资源，若仅靠形式切换路径就能节税避费，会引发市场秩序混乱。

因此，650号文强调：“不得以绿电直连名义逃避电价机制和政策性费用”。

三、专线成本究竟有多高？企业能否承受？

另一个实际问题是：绿电直连“专线自建”到底要花多少钱？会不会变成新负担？根据强哥近二十年的经验，

1. 建设成本：每公里成本大几十万有一些条件苛刻地区不如隧道打动，上千万都有可能，那么这费用用在哪里？都包含哪些？

输电塔（或电缆敷设），控制设备（变压器、保护系统），占地费用，环评、安评、工程费用

以110kV或220kV直连线路为例，每公里建设成本约为60万～150万元不等，视地形、线路密度和复杂程度而定。

如果直线距离在10公里以内，线路成本总体可控；超过20公里，则需评估其对度电成本的影响。

四、值得吗？绿电直连的经济账和战略账

按上面这么说，绿点直连的费用肯定是远高于其他电站投资，这线路成本确实不低，甚至直逼电网电价。

1.度电成本 VS 绿电溢价

普通电网电价（工商用户）约为0.65～0.85元/kWh；

自建光伏项目+专线输电的度电成本，初期可能在0.4～0.6元/kWh；加上线路摊销、系统费用后，总成本可能接近网电甚至超过；

但绿电可获取品牌溢价、出口碳合规优待、碳资产交易回报。

2.卡位优质新能源资源 + 碳足迹合规资产

未来，优质新能源资源将日益稀缺；国家对出口企业碳足迹要求将越来越严。现在投资绿电直连，等于为企业锁定了：稳定绿电供应权；被国际认可的绿电消费路径；可交易、可确权的碳减排资产。

总而言之，绿电直连不是“避税捷径”，而是产业“升级阶梯”。

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