2026年公用环保行业专题研究：算电协同绿电直连，AI时代的“绿色石油”——量化测算绿电弹性与空间

绿电直连：当“绿电”成为 CBAM 时代的“新石油”

能源刚需：不仅解决消纳瓶颈，更是对电力需求发展的前瞻布局

从电源的角度来说，绿电直连是解决新能源消纳的重要途径。随着非水可再生能源的持续 加速建设，2025 年底装机占比已经达到 47%，逐渐成为中国的主力电源。与此同时，风光 消纳率从 2024 年出现快速下降。为了消纳持续增长的不稳定和不可测的新能源，集中式大 电网的平衡与保供压力与日俱增，大量必要的调节性资源捉襟见肘，体现在：电网投资跟 不上电源发展，储能的峰谷价差收入在一定程度上与火电和风光是零和博弈，攀升的辅助 服务成本难以疏导。

从负荷的角度来说，绿电直连是解决新时代“公平用电”的方法，尤其是基于美国七大科 技巨头不得不回应数据中心投资导致居民电价持续走高的案例经验1。事实上，所有国家的 能源转型都会面临一个问题：用电量增量可能大部分由可再生能源消化，但是用电负荷的 增长还是需要基荷电源（主力为化石能源，也就是火电）承担。换言之，为了保供为数不 多的新兴产业，全社会所有用户将分摊额外的系统运行费（电网投资和冗余容量等）。在经 济体用电量高速增长的时代这一矛盾并不突出，但是当经济增速放缓，大部分使用者没有 增量需求的时候，忽然要求他们为了与自己无关的结构性增长（例如当前的 AI）去付出代 价（包括电费上涨和其他非经济性成本，例如断电概率提升），社会矛盾就容易激化。

当然我国电力供应不是瓶颈，但是未雨绸缪的布局的确彰显了大国的战略前瞻性。正如我 们在 2026 年 3 月的报告《公用事业: 量化测算 Token 出海对中国电力的弹性》中测算的， 倘若中国芯片不再是核心制约，Agent 时代的 token 消费量增速大概率会带动中国的容量电 价反弹，也就是尖峰负荷供应转为紧张。通过我们 2026 年 1 月的报告《公用事业: 中美电 价剪刀差：大国的相同与不同》我们也证明了：即使不考虑中国 AI 需求爆发，相比美国， 中国的电量产能利用率（火电的利用小时）2028 年之前大概率还是更高的，电力供应也并 没有更为宽松多少（2025 年美国才超过中国）。

2025 年“绿电直连”落地早有政策基础，650 号文标志着政策出台，1192 号文进一步完善 价格机制，各省示范项目涌现，实操层面各类创新模式层出不穷。

降碳刚需：绿电直连与直接绿电 PPA 是最受认可的减排溯源方式

国内减碳机制中，碳市场覆盖高耗能企业的直接碳排放（不包括用电产生的间接碳排放， 因为火电早在 2021 年就被纳入了碳排体系，避免重复计算），排放企业可以通过购买碳配 额（CEA）和自愿减排量（CCER）履约。电力领域的可再生能源消纳由能源局考核和组织， 交易标的为绿证（包括绿电交易中附带的绿证）。全球层面，从 2026年 1月开始施行的 CBAM 对出口欧洲的高耗能产品仅认可绿电物理直连（a direct technical link between the installation in which the imported good is produced and the electricity generation source） 与直接绿电交易（a power purchase agreement between the authorised CBAM declarant and a producer of electricity）2，中国绿证或碳市场的交易标的都不能被用来抵扣 CBAM 的碳税。

成本测算：度电成本节约或可达 0.1 元/度，考虑 CBAM 高达 0.5 元/度

随着新能源发展在局部区域面临瓶颈，电力企业“新能源+”的布局由来已久，不管是此前 的“源网荷储”还是现在的“绿电直连”，本质矛盾都还是在“源”、“荷”双方的可持续性 与盈利空间。此次“绿电直连”核心在于首次明确了发用双方的价格机制与如何处理整体 项目与电网保供的关系。

根据我们的测算，绿电直连核心利润空间在于：1）自发自用部分电量节省了线损和系统运 行费（暂免），考虑 CBAM 的碳关税也可以显著实现出口产品的成本节约，2）对于并网型 项目，若用电负荷率若高于当地平均水平，可以节约输配电费；3）是否可以用自备的风光 电站实现成本节约，取决于购买网电的现货价格，而高比例自发自用的成本是否低于电网 供电价格也取决于“源”、“储”和“荷”的匹配性（例如风光水等资源可开发性、用户的 负荷曲线和可调程度，类似铁合金、绿色燃料这类优质客户就有较高响应能力）。

并网型绿电直连更为普遍，计量较为复杂，主要取决于用户的：1）可靠性要求，需要容量 备份的项目需要继续按现行两部制输配电价模式缴费，电量电费根据全部用电量缴纳，电 费节省相对有限；2）倘若用户可以通过内部电源平衡+储能配套+负荷调节显著降低向公共 电网申报的接入容量和需量，可以显著减少基础电费。

我们以一个典型的中型制造业企业为例（2 回 220kv 接入公共电网+2 回 220kv 配套可再生 能源电站的蒙西高耗能企业）量化测算“绿电直连”对电费的节约，目前发电侧我们主要 考虑选址更不受限的光储。可以得出结论： 1） 离网型项目整体新能源配储能的成本直接决定了项目的必要性，目前全国案例较少，我 们测算龙净环保与紫金矿业合作的拉果错项目电站端 LCOE 约 0.43 元/度（详情可见我 们 2026 年 1 月的公司深度《龙净环保: 源网荷储+矿电联动打开成长空间》），考虑到 用户的稳定性与西藏较好的光伏资源，我们认为其他光储项目成本很难复制这一水平。 我们测算，离网型绿电直连项目在现行光伏和储能的成本下，对于大部分负荷相对刚性 的用户，电价节省幅度并不明显。但是，考虑到欧盟高碳价和后续的关税政策（2035 年之前可能全部取消免费碳配额），节约成本或可高达 0.5 元/度。 2） 对于并网型项目来说（假设自发自用比例达 70%），不考虑 CBAM 的情况下电价可以 节省 0.04-0.06 元/度（其中自发自用电量免缴线损和系统运行费分别贡献 1分和 3分）； 考虑碳排成本，整体的电费节约可达 0.45 元/度。倘若配置的可再生能源中包括风电、 水电和生物质，能源成本的节约大概率会进一步提升。 3） 对于备用率较高的绿电直连项目，倘若无法通过本地部署的装机降低对接入供用电网的 需求，不考虑碳排放成本很难有明显的效益。

我们同时也测算另一种情况：只通过绿电直连节省部分电费，减少发电侧配储比例甚至不 需要配储，可以显著降低发电侧 LCOE，但依然能满足国家发改委要求的自发自用电占比 30%的底线，其余 70%电量还是采购公用电网。对部分项目来说这样的绿电直连方案可能 成本更低，但在风光资源很好的区域节省成本不如自发自用比例高（代价是配储成本高）， 且对欧盟的 CBAM 应对不足（碳价高企的时候出口产品碳税可能很高），并没有达到绿电直 连政策的本义。

我们把项目所在地换到冀北，可以发现： 1） 离网型绿电直连项目在用电成本较高的河北，凭借张家口丰富的风电资源，很大概率有 可能在不考虑碳价的前提下“平价”；考虑 CBAM 节约成本或可高达 0.6 元/度。 2） 对于并网型项目来说，不考虑 CBAM 的情况下电价可以节省 0.07-0.15 元/度（因为网 电的购电价格高于新能源+储能发电成本），即便是对可靠性要求很高的电力用户也能受 益于直连；考虑碳排成本，整体的电费节约可达 0.5-0.6 元/度。

最后，我们把项目所在地放到制造业大省山东（相应上调自发自用电成本），同样也可以观 察到在不考虑碳关税的情况下绿电直连项目已经可以带来 0.02-0.09 元/度的节约，前提是 该用户对电网保供的要求可以适当降低。倘若仍然需要电网 100%的备用容量，电费成本节 约效应会显著低于风光资源更优的三北。