2026浙江省绿电直连政策及新能源就近消纳价格政策解读

2026年1月国家出台首个绿电直连框架规则政策主要内容解读主要内容解读关于有序推关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知04负荷和电源怎么交易电量项目如何开展运营后评估“绿电直连”是指可再生能源发电项目通过专用输电线路直接向用户供电的一种模式。在传统电网架构下，绿色电力往往与其他电源混合输送，用户难以区分其用电来源。而绿电直连通过“点对点”的物理连接，使用户直接消纳风电、光伏等可再生能源电力，从而实现电力来源的可溯源。这一模式被寄望于解决出口产品的绿色电力溯源需求，以满足欧盟等提出的产品碳足迹要求。绿电直连分为离网型和并网型两类。并网型项目的电源应接入产权分界点用户侧，项目电源、用户和线路作为整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面。离网型项目电源、用户和线路与公共电网无电气连接，独立开展运营，比如适合偏远地区或有独立用电需求的地区。厂区厂区离网型绿电直连并网型绿电直连离网型绿电直连1.绿电直连定义与分类对于分布式光伏开展绿电直连，浙江省“5号文”明确：直连电源为分布式光伏的，大型工商业分布式光伏与用户开展专线供电，一般工商业光伏和户用非自然人光伏可作为集中式光伏项目通过集中汇流形式向用户专线供电，用户与分布式光伏发电项目投资方需为同一法人主体。此举为我省进一步开发分布式光伏打开空间。对于直连距离要求，浙江省电源与负荷直连距离不设限，原则上在同一设区市行政区域范围内。跨设区市的绿电直连项目由负荷所在市会同电源所在市进行联审，为投资主体提供更多资源挖掘机会。对于投资主体要求，浙江省鼓励除电网企业以外的各类经营主体投资绿电直连项目，电源与直连线路可以由发电方或负荷方合资或者其中一方单独投资。绿电直连电源为风能、太阳能、生物质能等新能源，包括：(1)新建电源(2)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的存量新能源项目(盘活旧绿电直连负荷包括：(1)新增负荷(2)有燃煤燃气自备电厂的存量负荷(3)有降碳刚性需求的出口外向型企业的存量负荷。总结要点：新增电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不允许绿电直连。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将另行规定。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。在符合国家“650号文”总体要求的基础上，浙江省“5号文”进一步细化绿电直连正负面清单。正面清单：(1)已报装但供电方案尚未答复或配套电网工程尚未批复立项的用电项目可作为新增负荷参与绿电直连。(2)重点支持绿色用能需求大、负荷调节能力强、源荷匹配较好的产业项目。负面清单：(1)存量负荷增容、迁址、过户等用户不算作新增负荷，不参与绿电直连；(2)临时中断供电可能造成人员伤亡或重大社会影响的负荷不参与绿电直连；(3)已取得接入系统批复意见的新能源原则上不参与绿电直连；(4)严禁以“绿电直连”名义为违规电厂转正、将公用电厂转为自备电厂。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(浙江属于)可采用“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。“绿电直连”项目新能源自发自用与上网电量比例要求当前2030水平年新能源自发自占总可用发电量的比例占总用电量的比例占总可用发电量的比例(由各省级能源主管部门结合实际确定)3.新能源装机与负荷如何匹配确定方法：根据企业用电量、负荷特性与新能源出力曲线模拟生产，3.新能源装机与负荷如何匹配确定方法：根据企业用电量、负荷特性与新能源出力曲线模拟生产，通过把自发自用与上网电量比例控制在下表要求的范围内，反算出项目合理装机。当前自用电量占总可用发电量的比例占总用电量的比例不低于30%占总可用发电量的比例(由各省级能源主管部门结合实际确定)各项比例指标意义解析：(4)总可用发电量(理论发电量)=装机容量x年发电利用小时数标杆=实际发电量+由于各种原因弃掉的电量。这也就解释了60%+20%≠100%,因为剩下20%允许新能源弃掉不发，毕竟为满足上网电量不超过20%的考核要求，最后难免要弃掉一些，旨综上(2)与(3)两者把装机夹了一个合理的范围内，而(1)主要来体现精神主旨，并且联合(3),明确了调节性范围是20%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),下网电量不得由电网企业代理购电，按照浙江电力市场规则结算。言下之意，不允许电源和负荷“你卖你的电，我买我的电”,交易只能有唯一市场主体。内部交易：绿电直连项目自发自用电量交易价格由负荷与电源双方通过协议确定，同时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。具体要求：(1)并网型项目应在投产后1个月内按照《电力市场注册基本规则》等有关规定以负荷企业作为主体完成注册，原则上应作为整体参与电力市场交易，根据市场交易结果安排生产，并按照与公共电网的交换功率进行结算。(2)未在投产后1个月内注册并参与市场交易的，上网电量暂不予以结算，待完成注册并参与市场交易后按照同类型机组现货实时均价进行结算。(3)参与绿电直连的新能源项目，其上网电量不纳入可持续发展价格结算机制保障，不参与机制电价竞价。计划管理方面，管理权限在设区市，由各市能源主管部门会同经信、自然资源等部门及当地电网企业对项目方案进行联审，印发各市绿电直连建设计划并组织实施，项目内部光伏与储能视作纳入专项建设计划。审核备案方面，统一协调电源、负荷及直连线路投资审批、核准和备案工作，内部新型储能按用户侧储能管理。变更与退出方面，建设变更或拟退出运营的，由设区市审核后在建设计划中调整。纳入建设计划1年仍未开工的项目，及时调出建设计划。退出运营的电源落实接入条件后可重新申报建设计划，接入公共电网并参与机制电价竞价，明确机制电价执行期限的起始时间为直连项目电源首次发电时间。解除新能源因直连负荷变化而退市的后顾之忧，同时考虑电源项目投资回收期，将执行期限进行限制。电量上限为总可用发电量的234%,并逐年下降，2030年起新增项目不超过186%;电网企业每月度项目运行评估(含3项比例要求与峰谷差率考核),5年累计3年运行指标不满足要求的主动申请解列。下网电量上限为总可用发电量的234%,2030年起新增项目不超过186%解释：自发自用电量/总用电量≥30%,到2030年不低于35%的等价变换，并非新增要求，向投资主体做好解释。举例：自发自用电量/总用电量≥30%推导：→自发自用电量/(自发自用电量+下网电量)≥0.3→下网电量≤2.33×自发自用电量≤2.33×总可用发电量(当发电量全额自用时，自发自用电量近似于总可用发电量)"1192号文“解读二、1192号文解读今年9月，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》(发改价格〔2025〕1192号，下称“1192号文”,进一步明确新能源就近消纳项目价格机制,作为“650号文”价格机制的补充完善。新能源就近消纳项目须具备基本条件：一是项目电源、负荷、储能等为整体与公共电网连接，电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧。二是具备分表计量条件，由电网企业在发电、厂用电、并网、自发自用、储能等关口安装计量装置。三是项目的新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%,占总用电量比例不低于30%,2030年起新增项目不低于35%。绿电直连项目完全符合上述定义，同时在比例要求方面多一条“上网电量占总可用发电量比例不超过20%”。因此，绿电直连项目属于新能源就近消纳项目，可执行“1192号文”价格机制。“1192号文”未直接以绿电直连口径出文，预计是为后续智能微电网、源网荷储一体化等新业态的就近消纳模式预留政策接口。国网浙江省电力有限公司代理购电工商业用户电价表表1:国网浙江省电力有限公司代理购电(2)工商业用户电价表(执行时间：2025年9月1日-2025年9月30日)电压等级(元/千瓦时)其中分时电度电价(元/千瓦时)电价行费用行费用电度输电度输政府性政府性附加(元/千2345678两部制1~10(20)千伏/1/1110千伏1111商业用电1~10(20)千伏1//1110千伏1111单一制商业用电/11~10(20)千伏///1容(需)量用电价格构成，按照国家核定标准执行；基金及附加标准(分/每千瓦时):国家重大水利工程建设基金0.403875分、大中型水库移民后期扶持基金0.62分、可再生能源电价附加1.9分。2.根据《省发展改革委关于调整工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知》(浙发改价格〔2024〕21号),春秋季(2-6月、9-11月)峰谷分时电价时段划分：高峰时段；8:00-11:00、13:00-17:00;平段时段：17:00-24:00;低谷时段：0:00-:00、11:00-13:00;夏冬季(1月、7月、8月、12月)峰谷分时电价时段划分：尖峰劳动节、国庆节的10:00-14:00,三个节假日具体时间以国家公布为准。二、1192号文解读所在电压等级现行电量电价标准×理论上的用电量(月)所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时k接入公共电网容量形式：固定单价x容量与实际用电量脱钩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+现行的容需量电费=项目输配电费暂按所在省份110千暂按所在省份110千制用户平均负荷率如何定义?1192号文没有明确计算方法730小时x所有用户变压器容量之和2#进线1#进线线路供电容量线路供电容量2#进线1#进线变压器B:变压器B:“1192号文”输配电费方案二：电价模式(普通工商业用户模式)缴费，量)缴纳。项目输配电费=所在电压等级现行电量电价标准x(下网电量+自发自用电量)+现行容需量用户总负荷4000kW说明：容量备份(“一用一备”)指在供电系统中配置两台变压器，一台主用(运行),一台备用(冷备或热备),当主用变压器故二、1192号文解读1.创新输配电费收缴标准“1192号文”针对就近消纳项目提供两个输配电费收缴方案：容(需)量电费或容(需)量电费或电度输配电费(电度输配电价)×实际下网电量行电量电价标准×实际下网电量(电度输配电价)或输配电费准×平均负荷率×730小时××(实际下网电量+自发自用电量)或方案一：可类比家庭宽带从“按流量计费”变为“包月不限量”的消费模式。该模式下，如项目实际负荷率高于省内平均负荷率，则相对原模式节省电费，反之即便下网电量为零，也需缴纳固定的输配电费用；电网企业收缴输配电费用(旱涝保收),承担“保障项目在自身发电不足时仍能在项目报装容量方案一：可类比家庭宽带从“按流量计费”变为“包月不限量”的消费模式。该模式下，如项目实际负荷率高于省内平均负荷率，则相对原模式节省电费，反之即便下网电量为零，也需缴纳固定的输配电费用；电网企业收缴输配电费用(旱涝保收),承担“保障项目在自身发电不足时仍能在项目报装容量二、1192号文解读2.明确输配电费外其他费用收缴标准工商业用户电费构成中，除输配电费外还有上网环节线损费、系统运行费、政府性基金及附加等费用。就近消纳项目用电量分为下网电量与自发自用电量两部分，下网电量需按普通工商业用户标准全额缴纳上述费用，自发自用电量的收缴标准则通过“650号文”“1192号文”进行明确：1.自发自用电量不收取上网环节线损费用；2.系统运行费暂继续按下网电量缴费(理解为自发自用电量不收),未来逐步向按占用容量等方式过渡；3.自发自用电量需收取政府性基金及附加。按现行政策缴纳容(需)量电费按现行政策缴纳容(需)量电费小时×接入公共电网容量////二、1192号文解读就近消纳项目原则上作为统一整体参与电力市场，现货市场连续运行地区(浙江属于),项目上网电量交易和价格结算按照市场规则执行。就近消纳项目新能源上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。项目用电时应当直接参与市场交易，不得由电网企业代理购电。参与市场方式(价格形成机制)1总发电量中午时段大发，发电量超过2总用电量自发自用电量由用户直接消纳的直连新能项目内部电能量交易价格由新能源与负荷双边协商，通过合同协议确定并交易(电网企业不收缴)。3下网电量从公共电网下载的电量。如光伏在傍晚高峰出力低，自负荷容量100自备容从“650号文”的绿电直连规则设计来看：量30一是对于电源本体工程建好后但未能并网的新能源项目，提供盘活资源、直连发电的机会。二是对于绿电直连项目，储能配置将成为项目提升自发自用比例、满足考核要求的重要选择之一，未来光伏组件、风电整机厂商或将主动联合储能电池企业，为高耗能出口型企业提供一站式服务。三是利好零碳园区、微电网与虚拟电厂建设，零碳园区或将成为绿电直连项目的主战场，通过绿电直连构建源网荷储一体化，通过微电网、虚拟电厂等智能化调控技术实现绿电高比例利用。从“1192号文”的价格机制设计来看：在省份的平均负荷率来分摊容量成本。这鼓励用户通过配置储能、优化用电管理等方式提高自身负荷利用率，减少对电网备用容量的需求，从而优化电网负荷曲线，提升系统运行效率和安全性。二是引导直连用户合理规划接网容量。方案一完全按容量收费，使直连用户的输配电费与接入公共电网的容量直接挂钩，用户为降低费用，会更谨慎地规划接网容量，避免过度申报容量，减少电网冗余投资，实现系统资源的高效利用。三是推动新能源消纳与系统调节。该政策通过经济手段引导项目提升自身平衡能力，减少对电网的依赖，促进新能源的高效消纳，同时减轻电力系统调节压力，助力新型电力系统的建设和发展。一是“136号文”与绿电直连政策的利弊权衡与选择。鉴于未来市场波动与机制电价水平的不确定性，投资主体或倾向于与用户直连，绑定交易对家，签订10-20年的固定价格协议，锁定长期收益。新能源项目开发模式由原先“寻找电网接入点”向“寻找优质负荷”灵活转变，将统筹权衡“机制电价+市场交易”与“绿电直连+长期价格协议”两种模式优弊，得出最优解。二是创新电源与用电主体合资合作开发模式。由于自发自用电量应缴纳输配电费等费用，投资主体和用电主体将就该费用如何分摊进行协商，并体现在合同能源管理协议或长期购电协议中。三是“优质负荷”的市场竞争加剧。优质的负荷对于发电企业享受更多选择权，交易电价靠双边协商，所以在优质负荷面前发电企业难免竞价激烈。这里所指“优质负荷”尽量满足：企业负荷足够大且用电长期稳定、生产特性与新能源出力相匹配、企业资信好、企业所在行业前景好等条件。绿电直连项目投资逻辑核心是通过投资建设绿电与直连线路以节降工商业电费，然后由发电企业与用电企业分享收益。1.投资成本：初始投资主要为新能源电源项目(含升压系统)与直连线路，可选投资为新型储能。运营成本相比于常规新能源项目运营成本外，还包括直连线路与新型储能(如有)运维成本以及直连线路电量损耗(无需缴纳上网环节线损费用但需承担自身线路损耗)等。2.收益来源：(1)新能源自发自用电量冲抵电网直供电费(特别是尖峰高峰时段电价)而节降电量电费；(2)通过优化负荷生产行为或配置储能等方式，形成稳定可靠的电源供应容量，降低项目并网报装容量从而节降容量电费。