绿电直连政策及新能源就近消纳项目电价机制分析

绿电直连政策及新能源就近消纳项目电价机制分析2025年10月222绿电直连政策背景2333 一、政策背景）；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”）。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。分类绿电供应方式描述环境披露认可度基于地理位置场内分布式可再生能源项目企业在场内直接安装分布式光伏或分散式风电等可再生能源用余电上网认可认可绿电直连以专线形式直接连接可再生能由供电方直接提供给下级用户认可认可基于市场交易绿电交易可再生能源发电企业与企业用户（或由售电公司代理）之间签订购售电合同（电力购买协认可《欧盟电池和废电池法案》的配套碳足迹核算授权方案对电力购买协议PPA不认可绿证交易由可再生能源发电企业申请、由政府相关部门或第三方机构能源发电环境属性的证书。中国:国家能源局电力业务资质管理中心核发的绿色电力证书认可欧盟碳边境调节机制认可单独的绿证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。44绿电直连政策解读绿电直连政策解读55 二、绿电直连政策解读5月29日，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〔关于有序推动绿电直连关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知03绿电直连的投资建设模式06负荷和电源怎么交易电量66 二、绿电直连政策解读“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。也可以是集中式。不含水电和核电等常规能源。电源与电力用户由专用电力线路直接连接。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。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。77 二、绿电直连政策解读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。（a）低压侧接入（b）高压侧接入离网型：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。88 二、绿电直连政策解读绿电直连电源——风电、太阳能发电、生物质发电等新能源（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绿电直连负荷（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99 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。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。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。 二、绿电直连政策解读按“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。并网“绿电直连”项目新能源自发自用与上网电量比例要求约束对象具体指标具体要求2030水平年新能源自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%占总用电量的比例不低于30%不低于35%上网电量占总可用发电量的比例一般不超过20%（由各省级能源主管部门结合实际确定）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。约束对象具体指标具体要求（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。约束对象具体指标具体要求新能源项目配置要求新能源项目配置要求 二、绿电直连政策解读调度运行：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。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》。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。平衡能力源荷特性电网企业按照申报容量履行供电责任平衡能力源荷特性申报并网容量经济收益交换功率项目自行承担超过申报容量的供电责任和自身原因造成供电中断的责任 二、绿电直连政策解读外部交易：•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。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。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、绿电直连政策解读序号属性电量名称含义价格机制1总发上网电量余电上网的电量。作为发电主体参与市场竞争，上网电价由市场形成，不纳入新能源机制电价。2总用自发自用电量由用户直接消纳的直连新能源项目的电量。“协商价格+公平承担费用”：价格由新能源与用户双边协商，通过多年期购电协议或合同能源管理协议确定。此外，需承担社会责任相关的费用。3下网电量从公共电网购买的电量。“电量电费+容（需）量电费”：电量电费由市场交易价格量电费按照1192号文规则计算。就近消纳项目电价机制分析就近消纳项目电价机制分析 9月12日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。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。 “1192号文”的电价机制月度容（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。 “1192号文”的电价机制月度容（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。（1）所在电压等级现行电量电价标准，是指现行省级电网输配电价表中的电量电价部分。 “1192号文”的电价机制月度容（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。 “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容（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，但是始终占用电网输配电容量资源，因此新规则不再将输配电费和波动“下网电量”强绑定，而是与项目的接网容量挂钩。公式中具体参数则是体现了对项目的系统友好性的要求。 “1192号文”的电价机制可靠性要求高、按要求需进行容量备份的项目，可选择继续按现行两部制输配电价模式缴费，其中容（需）量电费按现行政策执行，电量电费根据实际用电量（含自发自用电量）以及所在电压等级电量电价标准缴纳。解读：对高可靠性负荷做出了特殊安排，主要是因为这类负荷往往需要很大的备用容量（如数据中心需要全容量备用若按照新的计算规则，“接入电网容量”计入备用容量后会导致容（需）量电费极大提高，从而造成项目经济性上的不可行。为满足这一类负荷绿电直连的需求，其输配电价按照现行两部制电价模式更为合适。 二、绿电直连政策解读“1192号文”的电价机制系统运行费：项目使用公共电网时视同工商业用户，暂按下网电量缴纳系统运行费，逐步向按占用容量等方式缴费过渡；暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益。解读1：暂按下网电量缴纳系统运行费，言外之意是自发自用电量不必缴纳系统运行费；解读2：要注意区分政策性交叉补贴和政策性交叉补贴新增损益，两者是不同概念；政策性交叉补贴是指基期的交叉补贴，已包含在输配电价中；政策性交叉补贴新增损益定期调整，一般是另外列出或者包含在系统运行费中。上网环节线损费用：按照下网电量承担上网环节线损费用，言外之意是自发自用电量不必缴纳线损费用。 就近消纳项目电价计算方法一（适用普通项目）项目负荷用电总费用=①+②+③①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②下网部分的电量电费=下网电量×Σ[（市场化购电裸价+电度输配电价（含政策性交叉补贴）+系统运行费+上网环节线损+政府性基金及附加）×（1+分时浮动系数）]③自发自用部分的电量电费=自发自用电量×（项目内部电源与负荷协议电价裸价+电度输配电价（含 就近消纳项目电价计算方法二（适用高可靠性项目）项目负荷用电总费用=①+②+③①容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费②下网部分的电量电费=下网电量×Σ[（市场化购电裸价+电度输配电价（含政策性交叉补贴）+系统运行费+上网环节线损+政府性基金及附加）×（1+分时浮动系数）]③自发自用部分的电量电费=自发自用电量×（项目内部电源与负荷协议电价裸价+电度输配电价（含风险分析及后续关注点风险分析及后续关注点 四、风险