文/彭梦飞 王静 陈萌
作者供职于湖北电力交易中心有限公司
为有序推进绿电直连发展，国家层面陆续出台了一系列政策文件。2025年4月，国家发展改革委、国家能源局印发《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），明确了单用户绿电直连项目的准入条件、运行管理和市场交易规则。
2025年8月，国家发展改革委印发《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），建立了绿电直连项目的价格形成机制。2026年3月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号）（下称688号文），将绿电直连从单用户拓展至多用户场景。
从单用户到多用户，绿电直连项目的应用场景更加丰富，能够更好地满足日益增长的绿电消费需求。然而，要深刻认识到，绿电直连项目的市场交易和价格机制十分复杂，涉及发用两侧多重主体的利益协调，对项目投资决策和运营管理提出了较高要求。
本文在系统梳理政策要点的基础上，深入分析市场交易机制与价格机制对绿电直连项目的影响，并从盈亏风险视角提出针对性建议，以期为市场主体投资决策提供有益参考。
Part 01
绿电直连项目的定义
（一）单用户绿电直连项目
单用户绿电直连项目是指，风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式。该模式适用于用电负荷稳定、绿电消费需求明确的大型工业企业或数据中心等单一主体。
在单用户模式下，新能源电源与负荷之间通过专用线路实现点对点连接，发用电关系清晰，计量结算简单。由于电源出力与单一用户负荷曲线可能存在较大偏差，新能源消纳率受用户生产计划影响较大，对储能配置和负荷调节能力要求较高。
（二）多用户绿电直连项目
多用户绿电直连项目是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源发电不直接接入公共电网，通过专用线路和变电设施向多个用户供给绿电，实现供给电量清晰溯源和分配的模式。688号文的出台，标志着绿电直连从单一主体向多元主体拓展，项目适用场景显著丰富。
多用户模式的核心优势在于：一是通过负荷聚合实现源荷时空互补，不同用户的用电高峰错开，可平滑整体负荷曲线，提高新能源消纳率；二是通过共享电源和输变电设施，显著降低单位投资成本；三是为中小用户参与绿电消费提供了可行路径，有利于扩大绿电市场规模。与此同时，多用户模式面临内部协调管理复杂、利益分配机制设计难度大等挑战。
Part 02
市场交易机制要点及其影响
（一）市场交易机制要点
一是整体入市。650号文和688号文分别对单用户和多用户绿电直连项目参与市场交易的方式进行了明确。相同之处是，两份文件都要求项目原则上应作为整体参与电力市场交易，项目负荷不得由电网企业代理购电。
不同之处在于，650号文提出当项目电源和负荷不是同一投资主体时，可分别注册，以聚合形式参与电力市场交易；而688号文进一步提出内部主体虽然可以分别注册，但应由项目主责单位统一申报，更加强调参与市场的整体性和唯一性。
二是分别交易。绿电直连项目兼具产消者属性，既是电力用户，又是发电企业。由于发用两侧交易结算规则不同，绿电直连项目宜分别按发电侧和用户侧主体参与交易。
当绿电直连项目呈现出负荷特性时，项目可建立“用电属性”的交易单元，以批发用户直接参与或由售电公司代理参与电能量市场。当绿电直连项目呈现出电源特性时，项目可建立“发电属性”的交易单元，以发电企业直接参与或由虚拟电厂聚合参与电能量市场。
三是物理溯源。与绿电绿证交易不同，绿电直连项目通过专属线路实现物理连接。其自发自用电量可被认定为符合欧盟碳边境调节机制（CBAM）要求的绿电，国际认可度更高。这一特性对出口外向型企业具有重要价值，可有效降低碳关税合规成本，提升产品国际竞争力。
（二）影响分析
一是源网荷储配比需要合理设计。现有市场机制下，绿电直连项目的上网电量和下网电量需全部参与市场交易。理想情况下，上网电量宜安排在供需紧张时段，以期获得更高卖价；下网电量宜安排在供需宽松时段，以期获得更低买价。
同时，项目还要满足新能源自发自用电量占比相关要求。因此，在前期规划阶段，项目应充分考虑自身负荷特性，科学确定新能源电源类型和装机规模。
二是内部协调管理需要加强。对于涉及多个投资主体的项目，如何平衡各方利益格局成为首先要考虑的问题。一方面，为推动市场收益最大化，项目主责单位要协调内部各主体主动优化自身发用电行为，主动参与“顶峰发电”和“削峰填谷”；另一方面，项目主责单位还要协调内部各主体建立清晰的内部结算机制，避免因市场价格波动引发结算争议。
三是对出口外向型企业是重大利好。多用户绿电直连项目政策出台，允许更多负荷共用一套电源和输变电设施，将显著降低前期电力投资成本，有利于平衡出口外向型企业的出口成本增加和碳关税合规压力。
Part 03
价格机制要点及其影响
（一）价格机制要点
对于普通工商业用电，根据《国家发展改革委关于印发电价改革实施办法的通知》（发改价格〔2005〕514号），具体执行两部制电价，由电度电价和基本电价构成。对于绿电直连项目用电，根据1192号文，需要公平承担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。二者用电电费计算方法不同，详见表1。
1.工商业用电（两部制）
电费计算公式如下：
用电电费=电度电费+基本电费（1）
电度电费=（①+②+③+④+⑤）×用电量（2）
基本电费=⑥×计费容（需）量（3）
2.绿电直连项目用电
绿电直连项目用电量分为自发自用电量和下网电量，可按单一容（需）量计费或两部制输配电价模式计费。
（1）按单一容（需）量计费
电费计算公式如下：
用电电费=电度电费+基本电费（4）
1192号文明确：自发自用电量暂免缴纳系统运行费、政策性交叉补贴新增损益；下网电量无须缴纳系统备用费、输配环节的电量电费。电度电费计算公式如下：
电度电费=⑤×用电量+（①+②+④）×下网电量（5）
项目实行按容（需）量缴纳输配电费⑦，基本电费计算公式如下：
基本电费=⑥×计费容（需）量+③×项目接入公共电网容量×平均负荷率×730小时（6）
（2）按两部制输配电价模式计费
该计费模式适用于可靠性要求高、按要求需进行容量备份的项目。电费计算公式如下：
用电电费=电度电费+基本电费（7）
1192号文明确指出，自发自用电量暂免缴纳系统运行费、政策性交叉补贴新增损益，但需缴纳电度输配电价。电度电费计算公式如下：
电度电费=（③+⑤）×用电量+（①+②+④）×下网电量（8）
基本电费与普通工商业用电保持一致，计算公式如下：
基本电费=⑥×计费容（需）量（9）
（二）影响分析
一是鼓励项目提升新能源自发自用电量比例。从公式（2）和（5）可知，在总用电量不变且不考虑输配电费的情况下，绿电直连项目自发自用电量占比越大，下网电量则越少，叠加下网电量缴纳的电价更低，电度电费较传统工商业用电大幅下降，节省的用电成本会更多。
二是鼓励项目提高月均负荷率。从公式（6）可知，（项目接入公共电网容量×平均负荷率×730小时）相当于按容量折算的用电量。在项目接入公共电网容量一定且合理时，若项目月均负荷率高于平均负荷率，按容量折算的用电量则可能小于实际用电量，相当于减少了输配电费。
三是鼓励项目合理选择接入公共电网容量。从公式（6）可知，项目接入公共电网容量越大，按容量折算的用电量就越大，需要缴纳的输配电费越高。同时，650号文和688号文提出了“项目与公共电网的交换功率不超过申报容量”。也就是说，项目需要合理优化自身用电行为，确保接入公共电网容量既满足最大用电需求，又不至于造成多缴输配电费。
Part 04
思考及建议
现有绿电直连项目的市场交易和价格机制逐渐清晰，市场主体在选择该模式时，既要看到其绿电物理溯源、用能成本降低的优点，又要看到其一次性投资大、新能源用电波动性等缺点。本文从绿电直连项目的盈亏风险出发，提出如下建议。
一是慎重选择绿电直连项目模式。对于出口外向型企业，选择绿电直连项目无疑是最佳方案。但是对于仅在国内生产经营的企业，建议统筹考虑绿电直连模式的经济性和安全性。
一方面，绿电直连项目需要投资、建设和运维新能源、储能、专用线路和变电设施，一次性投资少则上千万元，多则几十亿元，前期投入太大，后期运维保障难，回收周期也很长。
另一方面，绿电直连项目的盈利前提是新能源发电量高比例自发自用和减少对电网备份容量的依赖，意味着项目失去了高可靠用电的保障，其安全性面临更大挑战。
二是合理优化电源配置。650号文明确提出“在新能源消纳困难时段，项目不应向公共电网反送电”，意味着新能源大发时段可能面临强制性弃电。
考虑到午间光伏容易消纳困难，建议项目采用风电为主的电源配置，或“风电+光伏”的混合电源配置，同时可配置一定比例的新型储能，进一步增强电源出力的稳定性，提高其在电能量市场博弈的竞争力。
三是主动优化用电行为。绿电直连项目模式下，其用电行为将成为影响用能成本的关键因素。建议项目各负荷主体要主动按照项目电源出力曲线安排生产计划，尽可能提高新能源发电的自发自用比例。
同时，项目主责单位要加强项目与公共电网交换功率的实时监控，一旦发现项目与公共电网的交换功率可能超过申报容量，要及时协调内部各主体压降用电负荷，避免产生安全风险和用电费用考核。建议设置交换功率预警阈值（如申报容量的90%），触发预警时自动启动负荷调节程序。
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