綠電直連落地卡在哪兒？電價(jià)又該怎么算？
來源：中國(guó)電力企業(yè)管理 時(shí)間：2026-06-03 10:21
近日，國(guó)家發(fā)展改革委、國(guó)家能源局正式印發(fā)《關(guān)于有序推動(dòng)多用戶綠電直連發(fā)展有關(guān)事項(xiàng)的通知》（發(fā)改能源〔2026〕688號(hào)，以下簡(jiǎn)稱《通知》）。多用戶綠電直連模式是繼《關(guān)于有序推動(dòng)綠電直連發(fā)展有關(guān)事項(xiàng)的通知》（發(fā)改能源〔2025〕650號(hào)）之后，對(duì)綠電直連應(yīng)用場(chǎng)景的深化拓展。
其實(shí)，綠電直連的探索早已有之。從2021年起，較多省份開始探索“源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化”項(xiàng)目試點(diǎn)，其新能源和用電負(fù)荷之間實(shí)質(zhì)上采用類似直連的技術(shù)形態(tài)，彼時(shí)旨在解決大規(guī)模新能源并網(wǎng)后的消納問題，比如國(guó)內(nèi)風(fēng)光制氫一體化項(xiàng)目，內(nèi)蒙六類市場(chǎng)化項(xiàng)目中的源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化項(xiàng)目、河南省源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化項(xiàng)目中工業(yè)企業(yè)類項(xiàng)目、山東省源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化試點(diǎn)項(xiàng)目中新能源就地就近消納模式試點(diǎn)項(xiàng)目等，均屬于綠電直連的先行探索。
自650號(hào)文印發(fā)后，市場(chǎng)并未迎來預(yù)期中的綠電直連項(xiàng)目落地?zé)岢?/span>。如何把電價(jià)算明白，成為當(dāng)務(wù)之急。2025年9月12日，國(guó)家發(fā)展改革委國(guó)家能源局發(fā)布《關(guān)于完善價(jià)格機(jī)制促進(jìn)新能源發(fā)電就近消納的通知》（發(fā)改能源〔2025〕1192號(hào)，下稱“1192號(hào)文”），本文結(jié)合政策解讀與實(shí)操算例，詳解新能源就近消納項(xiàng)目的電價(jià)機(jī)制。
綠電直連的定義
何為“綠電直連”？
“綠電直連”是指風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電等新能源通過專用電力線路向單一電力用戶供電的一種模式。通過“點(diǎn)對(duì)點(diǎn)”的物理連接，使用戶直接消納新能源電力，實(shí)現(xiàn)供給電量清晰物理溯源。綠電直連不等同于廠內(nèi)分布式新能源，因其電源建在廠外，所以不能享受廠內(nèi)分布式新能源的優(yōu)惠政策，需要與其他用戶一樣公平承擔(dān)該履行的社會(huì)責(zé)任，需按相關(guān)規(guī)定繳納輸配電費(fèi)、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用、政策性交叉補(bǔ)貼、政府性基金及附加等費(fèi)用。綠電直連項(xiàng)目屬于新能源就近消納項(xiàng)目的一種，其電價(jià)計(jì)算方法應(yīng)按1192號(hào)文的要求執(zhí)行。
650號(hào)文發(fā)布后，綠電直連項(xiàng)目沒有迎來爆發(fā)式落地，在此列舉三點(diǎn)原因：
一是源荷準(zhǔn)入門檻較高。綠電直連對(duì)發(fā)電側(cè)與用電側(cè)均設(shè)置明確準(zhǔn)入條件：發(fā)電端僅限增量新能源，以及未啟動(dòng)電網(wǎng)接入工程、或受消納制約暫無(wú)法并網(wǎng)的存量新能源；用電端則限定為新增負(fù)荷、配有燃煤/燃?xì)庾詡潆姀S且足額繳納可再生能源發(fā)展基金的存量負(fù)荷，或是具備剛性降碳要求的外向出口企業(yè)存量負(fù)荷。即便源荷雙方完成配對(duì)，也往往難以達(dá)到650號(hào)文規(guī)定的電量配比要求。
二是用電負(fù)荷波動(dòng)性大。項(xiàng)目普遍存在“多源對(duì)單一負(fù)荷” 的合作模式，疊加用電負(fù)荷用能工況不穩(wěn)定，發(fā)電企業(yè)出于風(fēng)險(xiǎn)考量，投資態(tài)度趨于謹(jǐn)慎。
三是電價(jià)核算規(guī)則模糊。當(dāng)下多數(shù)企業(yè)參與綠電直連，核心訴求并非出口合規(guī)，而是希望降低用電成本，且普遍存在兩大認(rèn)知誤區(qū)：其一，將綠電直連與廠內(nèi)分布式新能源混為一談，誤把發(fā)電成本等同于終端用電成本；其二，對(duì)比 136 號(hào)文落地后的市場(chǎng)化電價(jià)水平，不少企業(yè)對(duì)綠電直連項(xiàng)目報(bào)價(jià)偏高產(chǎn)生不解。
1192號(hào)文規(guī)則下新能源
就近消納電價(jià)機(jī)制分析
1192號(hào)文主要是對(duì)輸配電費(fèi)、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)和上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損的計(jì)算方法進(jìn)行了明確。
輸配電費(fèi)部分，1192號(hào)文將新能源就近消納項(xiàng)目分成了兩個(gè)計(jì)算方法。方法一適用于一般的綠電直連項(xiàng)目，方法二適用于可靠性要求高、按要求需進(jìn)行容量備份的項(xiàng)目。
系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)部分，1192號(hào)文的規(guī)定是“項(xiàng)目使用公共電網(wǎng)時(shí)視同工商業(yè)用戶，暫按下網(wǎng)電量繳納系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)，逐步向按占用容量等方式繳費(fèi)過渡；暫免繳納自發(fā)自用電量的政策性交叉補(bǔ)貼新增損益?！边@里有兩點(diǎn)需要注意：暫按下網(wǎng)電量繳納系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)，言外之意是自發(fā)自用電量不必繳納系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)；要注意區(qū)分政策性交叉補(bǔ)貼和政策性交叉補(bǔ)貼新增損益，兩者是不同概念；政策性交叉補(bǔ)貼是指基期的交叉補(bǔ)貼，已包含在輸配電價(jià)中，而政策性交叉補(bǔ)貼新增損益定期調(diào)整，一般是另外列出或者包含在系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)中，計(jì)算時(shí)需注意。
上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損部分，1192號(hào)文的規(guī)定是“項(xiàng)目用電時(shí)，應(yīng)當(dāng)直接參與市場(chǎng)交易，不得由電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電，并按照下網(wǎng)電量承擔(dān)上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用?！?/span>按照下網(wǎng)電量承擔(dān)上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用，言外之意是自發(fā)自用電量不必繳納線損費(fèi)用。
項(xiàng)目負(fù)荷用電總費(fèi)用=容（需）量電費(fèi)+下網(wǎng)部分的電量電費(fèi)+自發(fā)自用部分的電量電費(fèi)
下面分別針對(duì)方法一和方法二進(jìn)行分析。
方法一的算例分析
針對(duì)方法一，1192號(hào)文的規(guī)定是“項(xiàng)目實(shí)行按容（需）量繳納輸配電費(fèi)，下網(wǎng)電量不再繳納系統(tǒng)備用費(fèi)、輸配環(huán)節(jié)的電量電費(fèi)?！币簿褪钦f，綠電直連項(xiàng)目的輸配電費(fèi)按“容量”交，不按“用電量”交，即現(xiàn)行兩部制輸配電價(jià)中的容量電費(fèi)和電量電費(fèi)都?xì)w總到新的容（需）量電費(fèi)下。
容（需）量電費(fèi)=按現(xiàn)行政策繳納的容（需）量電費(fèi)+所在電壓等級(jí)現(xiàn)行電量電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)*平均負(fù)荷率*730小時(shí)*接入公共電網(wǎng)容量。平均負(fù)荷率暫按所在省份110千伏及以上工商業(yè)兩部制用戶平均水平執(zhí)行，由電網(wǎng)企業(yè)測(cè)算、經(jīng)省級(jí)價(jià)格主管部門審核后公布；730小時(shí)為月平均小時(shí)數(shù)（365*24小時(shí)/12個(gè)月）；接入公共電網(wǎng)容量為項(xiàng)目同時(shí)使用的受電變壓器容量及不通過變壓器接入的高壓電動(dòng)機(jī)容量之和。
下網(wǎng)部分的電量電費(fèi)免交電度輸配電費(fèi)；自發(fā)自用部分的電量電費(fèi)免交電度輸配電費(fèi)、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損。
方法一的核心思想是“誰(shuí)受益、誰(shuí)負(fù)擔(dān)”，綠電接入負(fù)荷后減少了下網(wǎng)電量，但是始終占用電網(wǎng)輸配電容量資源，因此新規(guī)則直接與項(xiàng)目的接網(wǎng)容量掛鉤。公式中引入了平均負(fù)荷率，而沒有按照項(xiàng)目實(shí)際負(fù)荷率計(jì)算，有利于降低高負(fù)載率負(fù)荷用戶的容量電費(fèi)，而引入了接入公共電網(wǎng)容量，可以鼓勵(lì)用戶通過配儲(chǔ)等措施降低接網(wǎng)容量從而減少容量電費(fèi)。
方法二的算例分析
容（需）量電費(fèi)=按現(xiàn)行政策繳納的容（需）量電費(fèi)；下網(wǎng)部分的電量電費(fèi)不變，無(wú)減免；自發(fā)自用部分的電量電費(fèi)免交系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用和上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損。
方法二是對(duì)高可靠性的負(fù)荷做出了特殊安排，主要是因?yàn)檫@類負(fù)荷往往需要很大的備用容量（如數(shù)據(jù)中心需要全容量備用），若按照新的計(jì)算規(guī)則，“接入電網(wǎng)容量”計(jì)入備用容量后會(huì)導(dǎo)致容（需）量電費(fèi)極大提高，從而造成項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性上的不可行。為滿足這一類負(fù)荷綠電直連的需求，其輸配電價(jià)按照現(xiàn)行兩部制電價(jià)模式更為合適。
實(shí)例分析
項(xiàng)目情況
假設(shè)，H省某用電企業(yè)年用電量6億千瓦時(shí)，接網(wǎng)電壓等級(jí)為110千伏，接網(wǎng)變壓器容量為240兆伏安，用電峰值功率為98兆瓦。不考慮容量電價(jià)的優(yōu)惠政策，分別計(jì)算采用現(xiàn)行電價(jià)政策下和采用綠電直連模式下的電價(jià)水平。98/240=0.408<0.625，因此當(dāng)前用戶的基本電費(fèi)選擇按需計(jì)費(fèi)更劃算。假設(shè)用電負(fù)荷比較平均，月用電量為6億千瓦時(shí)/12=5千萬(wàn)千瓦時(shí)；綠電直連后，自發(fā)自用電量占用電企業(yè)總用電量的30%，返送電量0；下網(wǎng)電量比例70%。社會(huì)平均負(fù)荷率取60%。
H省110千伏兩部制工商業(yè)用電價(jià)方面，全年高峰、平段、低谷浮動(dòng)比例統(tǒng)一為1.72:1:0.45，尖峰浮動(dòng)比例為高峰浮動(dòng)比例的1.2倍（即2.064）。具體電價(jià)由市場(chǎng)交易上網(wǎng)電價(jià)與輸配電價(jià)之和乘以浮動(dòng)比例，再加線損費(fèi)、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)、政府性基金及附加構(gòu)成，也就是說線損費(fèi)、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)、政府性基金及附加不浮動(dòng)。
計(jì)算結(jié)果
當(dāng)代理購(gòu)電價(jià)格0.4054元/千瓦時(shí)，自發(fā)自用部分電價(jià)裸價(jià)=機(jī)制電價(jià)=0.276元/千瓦時(shí)，接網(wǎng)容量為240兆伏安時(shí)，電價(jià)計(jì)算結(jié)果如下：
在不改變負(fù)荷現(xiàn)有接網(wǎng)容量的前提下，方法一不能直接實(shí)現(xiàn)降電價(jià)的目的，方法二在一定程度上可以減少電費(fèi)，減少的電費(fèi)原因主要是：一是綠電直連部分項(xiàng)目?jī)?nèi)部電源與負(fù)荷協(xié)議電價(jià)裸價(jià)低于下網(wǎng)部分市場(chǎng)化購(gòu)電裸價(jià)；二是綠電直連部分電量不繳納系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用和上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損。但鑒于綠電直連電量只占項(xiàng)目總用電量的30%，因此方法二只能在總用電量30%的部分節(jié)省相關(guān)費(fèi)用。
當(dāng)代理購(gòu)電價(jià)格0.4054元/千瓦時(shí)，自發(fā)自用部分電價(jià)裸價(jià)=機(jī)制電價(jià)=0.276元/千瓦時(shí)，接網(wǎng)容量降低為120兆伏安，電價(jià)計(jì)算結(jié)果如下：
當(dāng)變壓器容量降低后，方法一和二均能較大幅度的降低用電價(jià)格。至于哪種方法更優(yōu)，需要根據(jù)負(fù)荷用電量、接網(wǎng)容量、容需量電費(fèi)、自發(fā)自用部分電價(jià)裸價(jià)、綠電占比等因素綜合計(jì)算確定。通過綠電直連實(shí)現(xiàn)降電價(jià)實(shí)際上是一個(gè)雙向奔赴的過程，用電企業(yè)需要舍得降低部分接網(wǎng)容量減少容需量電費(fèi)，單純依靠降低項(xiàng)目?jī)?nèi)部電源與負(fù)荷協(xié)議電價(jià)裸價(jià)效果不明顯。
結(jié)論
在能源轉(zhuǎn)型持續(xù)深化、新型電力系統(tǒng)與新型能源體系加速構(gòu)建的大背景下，新能源行業(yè)正迎來高速變革期，各類行業(yè)政策、商業(yè)模式持續(xù)迭代更新，市場(chǎng)發(fā)展機(jī)遇與潛在挑戰(zhàn)交織并存。近一年來，國(guó)家密集出臺(tái)多項(xiàng)新能源、電力價(jià)格及消納配套政策，涵蓋綠電直連、新能源就近消納、容量電價(jià)改革、分時(shí)電價(jià)調(diào)整、零碳園區(qū)建設(shè)等多個(gè)核心領(lǐng)域，全面重塑了新能源項(xiàng)目的投資邏輯、盈利模式與落地規(guī)則。
一系列重磅政策的落地，既為新能源項(xiàng)目拓寬了發(fā)展路徑、激活了市場(chǎng)新機(jī)遇，也對(duì)項(xiàng)目源荷匹配、電價(jià)核算、合規(guī)建設(shè)、收益測(cè)算等核心環(huán)節(jié)提出了更精細(xì)、更嚴(yán)格的要求。行業(yè)市場(chǎng)格局持續(xù)變動(dòng)，盲目布局、跟風(fēng)上馬的項(xiàng)目極易出現(xiàn)合規(guī)不達(dá)標(biāo)、收益不及預(yù)期、落地受阻等諸多問題。因此，當(dāng)下謀劃及新建新能源相關(guān)項(xiàng)目，絕不能依賴傳統(tǒng)經(jīng)驗(yàn)、跟風(fēng)扎堆建設(shè)。企業(yè)需立足政策新規(guī)與市場(chǎng)實(shí)際，依托專業(yè)團(tuán)隊(duì)開展全方位策劃與精細(xì)化規(guī)劃設(shè)計(jì)，精準(zhǔn)研判政策導(dǎo)向、市場(chǎng)風(fēng)險(xiǎn)與盈利空間，堅(jiān)持理性布局、合規(guī)開發(fā)，規(guī)避同質(zhì)化投資與盲目建設(shè)陷阱，保障項(xiàng)目長(zhǎng)效穩(wěn)定運(yùn)營(yíng)。
責(zé)任編輯：于彤彤
