解读从园区到全国：绿电直连如何帮企业省钱又破碳壁垒？附中国能建3份深度PPT

政策体系：从国家框架到浙江细则

2025年5月，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），填补了国家层面绿电直连政策的空白，标志绿电直连从地方试验走向全国规范化推广的新阶段。

2026年1月，浙江省发展改革委、浙江省能源局发布《关于推动绿电直连发展有关事项的通知》（浙发改能源〔2026〕5号），明确浙江省绿电直连执行细则。两份文件共同构成了浙江省绿电直连的政策依据。

定义与分类：并网型与离网型并行

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。传统电网架构下，绿色电力与其他电源混合输送，用户难以区分用电来源；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，实现电力来源可溯源。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，适合偏远地区或有独立用电需求的地区。

电源与负荷范围：明确正负面清单

绿电直连电源为风能、太阳能、生物质能等新能源，包括新建电源和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。负荷包括新增负荷、有燃煤燃气自备电厂的存量负荷、有降碳刚性需求的出口外向型企业的存量负荷。

在此基础之上，浙江省“5号文”进一步细化正负面清单。正面清单方面，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；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。负面清单方面，存量负荷增容、迁址、过户等不算作新增负荷；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；已取得接入系统批复意见的新能源原则上不参与；严禁以“绿电直连”名义为违规电厂转正。

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。仅允许单个或多个电源向单一用户直连供电，即允许“多对一”，不允许“一对多”。

装机匹配：以荷定源与三项比例约束

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”。浙江属于现货市场连续运行地区，可采用“自发自用为主，余电上网为辅”的模式。

三项核心比例指标构成装机约束框架。自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，本质是促进新能源就近消纳，并非依赖上网来消纳新能源。自发自用电量占总用电量的比例不低于30%，2030年不低于35%，本质是确定新能源装机容量的下限。上网电量占总可用发电量的比例一般不超过20%，本质是确定新能源装机容量的上限。

前两项指标将装机夹在一个合理范围内，第三项联合第二项明确了调节性范围是20%（弃电或配储）。总可用发电量即理论发电量，等于装机容量乘以年发电利用小时数标杆，也等于实际发电量加上由于各种原因弃掉的电量。若项目投运首年运行天数未满整年，首年总可用发电量按实际运行天数与整年天数之比等比例折算。

交易机制：外部与内部双轨并行

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。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。交易只能有唯一市场主体，不允许电源和负荷分别独立交易。

内部交易方面，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。并网型项目应在投产后1个月内完成注册，原则上作为整体参与电力市场交易。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，待完成注册后按同类型机组现货实时均价进行结算。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。

审批管理与运营后评估

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。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，纳入建设计划1年仍未开工的项目及时调出。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。

运营后评估方面，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%；电网企业每月核算项目年累计上下网电量，一旦超限则当年停止项目向电网上送或下载电量。各设区市能源主管部门对运营期项目每年1月底前完成上年度项目运行评估，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。

1192号文价格机制：两收两不收

2025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），进一步明确新能源就近消纳项目价格机制。绿电直连项目完全符合新能源就近消纳项目定义，可执行1192号文价格机制。

输配电费方面，1192号文提供两个方案。方案一为固定单价乘容量，与实际用电量脱钩，项目输配电费等于所在电压等级现行电量电价标准乘以平均负荷率乘以730小时乘以接入公共电网容量，加上现行容需量电费。方案二为对于可靠性要求高、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，但自发自用电量也需缴纳电度输配电费。

其他费用方面，自发自用电量不收取上网环节线损费用；系统运行费暂继续按下网电量缴费，未来逐步向按占用容量等方式过渡；自发自用电量需收取政府性基金及附加。

三项比例指标构成绿电直连项目的核心考核体系。自发自用比例不低于60%体现就近消纳导向，占总用电量比例不低于30%（2030年35%）确定装机下限，上网比例不超过20%确定装机上限。 下网电量上限与自发自用比例要求存在等价换算关系。自发自用电量占总用电量不低于30%，经等价推导后对应下网电量不超过总可用发电量的234%。 2030年起新增项目该上限收紧至186%。电网企业每月核算，超限则当年停止项目向电网上送或下载电量。

1192号文对下网电量与自发自用电量采取了差异化的费用收缴标准。下网电量需按普通工商业用户标准全额缴纳各项费用，自发自用电量则适用“两收两不收”原则。 具体而言，自发自用电量不收取上网环节线损费用，系统运行费暂继续按下网电量缴费，未来逐步向按占用容量等方式过渡，政府性基金及附加则需正常收取。这一安排表明电网对自发自用电量的备用成本有所减轻，但并未完全免除。