绿电直连政策及新能源就近消纳项目电价机制分析

主讲人：周啸波 2025年10月 01 绿电直连政策背景 一、政策背景 Ø2021年起，较多省份开始探索“源网荷储一体化”项目试点，其新能源和用电负荷之间实质上采用类似直连的技术形态，彼时旨在解决大规模新能源并网后的消纳问题，比如：国内风光制氢一体化项目，内蒙六类市场化项目中的源网荷储一体化项目、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试点项目中新能源就地就近消纳模式试点项目等，属于绿电直连的先行探索。Ø2025年上半年，各地零碳园区相关政策中纷纷提到绿电直连，主要从应对国际贸易壁垒的角度来强调绿电直连的意义。今年2月，江苏针对电池领域启动绿电直连试点（5个试点项目）；同月，国家能源局发布年度工作指导意见提出“研究制定绿电直连政策措施”。Ø5月29日，国家发展改革委国家能源局发布《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，下称“650号文”），明确新能源项目可以通过直连线路向电力用户直接供给绿电，填补了国家层面绿电直连政策空白，标志绿电直连从地方试验走向全国规范化推广的新阶段。Ø9月12日，国家发展改革委国家能源局发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改能源〔2025〕1192号，下称“1192号文”），明确了新能源就近消纳项目的价格机制。 一、政策背景 Ø目前，绿色电力供应方式主要有场内分布式可再生能源项目、绿电直连、绿电交易、绿证交易等四类。其中场内分布式可再生能源项目是厂区红线范围内建设的分布式光伏或分散式风电项目，绿电交易是通过中长期市场交易获取环境价值（电能量与绿证一起交易，即“证随电走”），绿证交易是通过专门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”）。 Ø绿电交易或绿证交易，其项目均接入公网，通过市场化交易获取电量的环境价值；场内分布式可再生能源项目与绿电直连均是通过物理连接获取环境价值。 欧盟目前不认可简单购买绿证或者绿电交易抵消碳排放，只有电源与生产设施之间存在物理直连供电才能视为绿色电力，要求日趋严格的国际环境倒逼绿电直连政策出台，以破解碳关税壁垒。 02 绿电直连政策解读 二、绿电直连政策解读 5月29日，国家发展改革委国家能源局发布《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），明确了绿电直连的定义内涵、适用范围、建设要求、投资模式、运行原则等内容，标志绿电直连进入全国规范化推广的新阶段。 绿电直连的定义和分类 哪些电源和负荷可以直连02 关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知 绿电直连的投资建设模式03 04如何确定新能源装机规模 绿电直连的调度运行管理 负荷和电源怎么交易电量 二、绿电直连政策解读 Ø“绿电直连”是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源通过专用电力线路向单一电力用户供电的一种模式。通过“点对点”的物理连接，使用户直接消纳新能源电力，实现供给电量清晰物理溯源。 新能源： 单一用户： 负荷为单一电力用户，向多用户开展绿色电力直接供应的，另行规定。 电源要求为新能源，可以是分布式，也可以是集中式。不含水电和核电等常规能源。 清晰溯源： 直连线路： 与公共电网形成清晰的物理界面，实现电力供给的全流程物理溯源。 电源与电力用户由专用电力线路直接连接。 二、绿电直连政策解读 Ø按照负荷是否接入公共电网，绿电直连分为离网型和并网型两类。 离网型：项目电源、用户和线路均与公共电网无电气连接，作为独立系统开展运营。 并网型：电源接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，项目电源、用户和直连线路作为整体接入公共电网。 二、绿电直连政策解读 Ø绿电直连电源——风电、太阳能发电、生物质发电等新能源 （1）增量新能源（2）存量新能源项目——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 Ø绿电直连负荷 （1）增量负荷（2）存量负荷——有燃煤燃气自备电厂且已足额清缴可再生能源发展基金（3）存量负荷——有降碳刚性需求的出口外向型企业 总结要点：增量新能源与负荷均可绿电直连，但一般存量负荷与已并网新能源项目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。此外，仅允许单个或多个电源向单一用户直连供电，而单一电源向多用户直连供电的国家另行规定。即允许“多对一”，不允许“一对多”，否则将造成电网运营与用户台账管理混乱。 二、绿电直连政策解读 为更好推动绿电直连发展，“650号文”创新了绿电直连电源和线路的投资建设模式。 传统投资建设模式 绿电直连投资建设模式 l主责单位：原则上由负荷作为主责单位。l投资主体：电网企业不可以投资绿电直连项目；项目电源可由负荷投资，也可有发电企业或双方成立的合资公司投资；l直连专线应由负荷、电源主体投资。l源荷关系：电源和负荷不是同一投资主体的，应签订多年期购电协议或合同能源管理协议，划清责权事项。 新能源接网工程： l由电网企业统一投资建设；l由新能源企业投资建设后再由电网企业回购。 相关费用通过国家核定的输配电价统一回收。 二、绿电直连政策解读 按“以荷定源”原则确定并网型项目新能源装机规模，即“用多少电建多大电源”。现货市场连续运行地区采用“自发自用为主，余电上网为辅”，并明确对新能源自发自用与上网电量要求（下表）；现货市场非连续运行地区不允许向公共电网反送。 二、绿电直连政策解读 确定方法：根据企业用电量、储能容量、负荷特性与新能源出力曲线模拟生产，通过把三项指标控制在要求范围内，反算出项目合理装机。 （1）自发自用电量/总可用发电量的比例≥60%，本质是要满足绿电直连项目的主旨精神，即促进新能源就近消纳。所以，政策对绿电直连项目的绿电消纳提了一个底线要求，新能源发出来的电中至少有60%要自己（直连用户）用掉。 （2）自发自用电量/总用电量≥30%，确定了新能源装机容量的下限。因为负荷用户的用电量是输入条件，是固定值，自发自用电量占总用电量≥30%的要求基本上界定了新能源装机的下限。 （3）上网电量/总可用发电量的比例≤20%，确定了新能源装机容量的上限。因为如果新能源装机定得过高，将会导致新能源电量上网比例将超过20%。因此，这里≤20%的要求基本上界定了装机容量的上限。 （4）总可用发电量（定义为理论上的最大发电量）=装机容量x年理论利用小时数=实际发电量+弃电量。因此，总可用电量大于实际发电量，考虑新能源弃电，也就是政策规定60%+20%≠100%的原因，余下20%以内的空间弃电率的弹性空间，即弃电控制在20%以内。 综上（2）与（3）确定新能源装机的下限和上限，两者把装机框定在一个合理的范围内；通过（1）和（3）的配合，明确了调节性要求，可以通过弃电或者配储实现平衡。 二、绿电直连政策解读 问：是否一定要配置储能？ 答：不强制配储，比例考核能满足就行。 总体来看，绿电直连项目新能源利用率的要求相对于各省份的源网荷储一体化要求更具有弹性。 二、绿电直连政策解读 Ø调度运行：调度机构应按照项目自主安排的发用电曲线下达调度计划，即正常运行状态下，项目将作为统一整体接受调度指令。项目内部资源应做到可观、可测、可调、可控。 Ø调度管理：并网型项目按照接入电压等级和容量规模接受相应调度机构管理，项目各业务系统应严格执行《电力监控系统安全防护规定》。 Ø管理责任界面：绿电直连项目具有资源和投资主体多元化的特征，包括负荷、新能源、储能等资源，采用聚合方式运行。责任界面划分聚焦于“责权对等”，项目与公共电网按产权分界点形成明确的安全责任界面，各自履行电力安全风险管控责任。 二、绿电直连政策解读 Ø外部交易： •绿电直连负荷和电源作为整体参与市场交易，包括卖电和买电（即上网与下网电量）；项目电源和负荷不是同一投资主体的，可参照虚拟电厂模式，以聚合形式参与电力市场交易。 •不得由电网企业代理购电。 Ø内部交易：项目电源和负荷不是同一投资主体的，应签订多年期购电协议或合同能源管理协议，即自发自用电量交易价格由源荷双方通过协议确定。 Ø相关费用：绿电直连项目与其他用户一样公平承担该履行的社会责任，需按相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。 二、绿电直连政策解读 Ø三种电量：“绿电直连”项目电量分为三块：上网电量、自发自用电量与下网电量。 •上网电量：即新能源余电上网的电量，比如光伏在中午时段大发，所发电量超过项目用户实际负荷，直连用户消纳不了而余电上网。 •自发自用电量：即由绿电直连负荷用户直接消纳掉的直连新能源电量。 •下网电量：即从公共电网下载的电量，比如光伏在傍晚高峰出力很低，自发自用电量不够用，项目用户通过公共电网下载的电量。 03 就近消纳项目电价机制分析 三、电价机制分析 9月12日，国家发展改革委国家能源局发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改能源〔2025〕1192号），在“650号文”确定的绿电直连规则框架基础上，进一步完善细化了新能源发电就近消纳项目的价格机制，为相应电价的测算提供了政策依据。 “1192号文”的电价机制 按照“谁受益、谁负担”原则，对电力系统提供的稳定供应服务，就近消纳项目公平承担输配电费、系统运行费等费用；未接入公共电网的项目，不缴纳稳定供应保障费用。 Ø输配电费：实行按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费。 解读：绿电直连项目的输配电费按“容量”交，不按“用电量”交，即现行两部制输配电价中的容量电费和电量电费都归总到新的容（需）量电费下。 三、电价机制分析 “1192号文”的电价机制 Ø月度容（需）量电费计算公式：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。 解读1：现行政策缴纳的容（需）量电费，就是现行两部制电价中的“容量电费”或“需量电费”，一般按照元/千瓦·月或元/千瓦·年直接收取，具体由省级电网输配电价表中的容（需）量电价部分决定。 三、电价机制分析 “1192号文”的电价机制 Ø月度容（需）量电费计算公式：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。 解读2：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，是将原本按照电量收取的输配电费，通过平均负荷率、730小时、接入公共电网容量三个参数，折算成和容量挂钩的固定值。 三、电价机制分析 “1192号文”的电价机制 Ø月度容（需）量电费计算公式：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。 解读2：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，是将原本按照电量收取的输配电费，通过平均负荷率、730小时、接入公共电网容量三个参数，折算成和容量挂钩的固定值。 （2）平均负荷率，暂按所在省份110千伏及以上工商业两部制用户平均水平执行，由电网企业测算、经省级价格主管部门审核后公布。 （3）730小时，固定折算系数，可以理解为月平均小时数（365*24小时/12个月），不是项目的实际利用小时数。 （4）接入公共电网容量，为项目同时使用的受电变压器容量+不通过变压器接入的高压电动机容量。 三、电价机制分析 “1192号文”的电价机制 没有按照项目实际负荷率计算，有利于降低高负载率负荷用户的容量电费 为什么这样设置？ 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 鼓励用户通过配储等措施降低接网容量从而减少容量电费 计算公式设置的核心思想“谁受益、谁负担”，绿电接入负荷后减少了下网电量，但是始终占用电网