23000 字系统梳理 | 绿电直连项目开发指南（2026版）

引言

过去一段时间，博主围绕绿电直连持续做了不少研究，也参与了一些项目的实际推进。从政策边界、负荷尽调、源荷匹配，到电源配置、电气方案、电价测算、协议结算和项目实施，很多问题只有真正落到项目上，才能看清应该从哪里入手、哪些环节最容易出现偏差。

这篇文章约23000字，个人尝试把前期积累的研究与实践认识串联起来，为行业同仁们筛选、研判和开发绿电直连项目提供一套相对完整的思路指引。文中如有疏漏或不妥之处，也欢迎各位多提建议、批评指正。

这份指引不给出一套全国通用的装机比例、储能比例或协议电价，而是梳理一套可以反复使用的开发方法：每个阶段解决什么问题，需要什么资料，用什么方法判断，最终形成什么成果，以及出现哪些硬伤时应停止继续投入。

全文以并网型单用户工业负荷项目为主要场景。多用户项目可以参考负荷尽调、源荷分析和工程测算等共性方法，但其主责单位、分时分户绿电分配、容量费用分摊和用户进退机制不在本文展开。各省实施规则、市场价格和接网要求存在差异，正式项目仍应以所在地现行政策和主管部门意见为准。

一、项目机会初筛

绿电直连项目的第一步，不是确定风光装机，也不是马上建立8760小时模型，而是判断这条线索是否值得继续投入开发资源。

从一条线索走到可研方案，需要负荷企业开放数据、能源企业锁定电源、设计单位研究接网、地方政府协调规划，各方还要反复讨论投资和电价。如果项目连政策适用性、负荷条件、工程路径和价值空间都没有成立，越早进入详细设计，沉没成本越高。

因此，项目初筛不宜把所有条件加权打分，而应先过四道初筛关口。任何一道关口出现无法解决的硬伤，都不应依靠其他优势把分数“补回来”。

（一）判断政策适用性

650号文建立了单用户绿电直连制度，1192号文明确就近消纳项目的价格机制，688号文将模式拓展至多用户项目。本文只展开单用户项目；线索涉及多家独立法人负荷时，应转入多用户专项研究，不能直接套用本文的主体、分配和结算方法。项目初筛不需要逐条抄政策，但要先确定五个项目属性。

对于并网型项目，还应做一次比例预检：年自发自用电量占总可用发电量的比例原则上不低于60%；直连绿电量占总用电量的比例不低于30%，并按要求在2030年前提高至不低于35%；余电能否上网及具体比例执行省级规则，不能默认所有地区都能按照20%的上限安排。

这一步可以先用具有现实依据的负荷和风光出力做粗匹配。只有在极度理想的利用小时、负荷增长和上网条件下才能满足比例要求的项目，不能判定为政策通过。

政策关最终要形成四项结论：项目采用什么模式、适用哪些政策、比例能否初步满足、还有哪些属地口径需要确认。电源无法纳入开发方案、负荷不属于政策适用范围，或者项目模式长期说不清，应暂停推进。

（二）核实负荷是否成立

绿电直连强调“负荷为王”，但真正有价值的不是园区规划负荷，也不是企业提供的一个年用电量，而是未来多年能够真实存在并通过合同锁定的负荷。

初筛时把负荷拆成三层：

真实负荷。存量企业要有历史电费账单、最大需量或合同容量、生产班次和负荷数据；新增企业要有投资决策、产线建设进度、主要用电设备和分年度投产计划，不能直接采用园区远期规划或设备铭牌容量。

稳定负荷。重点看平均负荷、最大负荷、负荷率、白天用电占比、周末和节假日变化、淡旺季差异、停产检修及历史异常停产。年用电量相同，连续生产型企业对项目的支撑能力通常强于订单和季节波动明显的企业。

可锁定负荷。企业是否愿意签订与项目期限相匹配的购售电协议，是否接受最低购电安排、信用保障、停产责任和提前退出补偿，决定这部分电量能否进入融资模型。可锁定负荷取“能够稳定形成的用电量”和“愿意长期承诺的购电量”中的较小值。

负荷侧还要说明为什么需要直连绿电。仅仅想获得低价电的企业，往往难以接受长期协议和专用设施成本；产品碳足迹、出口供应链、零碳工厂、清洁能源替代和长期绿电溯源等需求，才可能形成更稳定的合作基础。

出现以下情况应暂停推进：企业拒绝提供基础用电数据；新增负荷只有招商意向而没有投资和投产依据；项目完全依赖远期扩产；企业只接受明显低于市场的固定电价，却不愿承担长期履约责任。

（三）排查工程落地条件

很多项目最初看起来只是“从附近电源拉一条线到工厂”，现场却可能涉及公共电网线路、公路、铁路、河流、村庄、线路迁改和原有供电关系调整。

工程初筛至少要形成两张图：

1. 地理路径图：标明电源、负荷、拟接入点、线路路径、架空与电缆段、主要交叉跨越和通道条件。

2. 电气关系图：说明电源接入哪一级母线，负荷原有公网供电从哪里进入，直连线路与公共电网的产权分界、计量点和交换功率关系。

随后核实四类工程条件：

市场开发阶段不要求直接完成正式接入系统报告，但至少经过电气专业和属地电网单位的初步论证。只有政府和企业原则支持，却说不清接入点、线路通道和原有供电关系的项目，不能判定为工程成熟。

线路没有现实通道、需要大规模迁改公共电网且责任无法落实、站内容量和间隔明确不具备、可能形成无法解决的环网或交叉供电，均属于典型工程硬伤。

（四）判断项目有没有商业空间

初筛阶段不必把IRR算到小数点后两位，但要确认项目创造的价值能够覆盖新增成本，并同时给电源和负荷留下合理空间。

至少要粗算三本账：

判断关系可以简化为：

这部分价值至少要覆盖：

如果前者明显小于后者，项目不存在商业闭环；如果只有使用最乐观的电价、利用小时、上网比例和负荷增长才能勉强成立，也不能进入优先开发名单。

初筛时尤其不能先假定一个长期固定协议电价。应先确定价格形成和价值分享机制，再用保守、中性和乐观情景判断电源与负荷是否存在谈判空间。详细的风光配置、储能收益和协议电价，在后续章节再通过8760小时模型展开。

（五）形成项目初筛结论

继续推进。四道门没有明显硬伤，关键数据能够取得，保守情景仍存在价值空间，可以进入完整负荷尽调、8760小时分析和接入方案研究。

带条件推进。存在可以解决的关键问题，例如电源指标待落实、线路路径待调整、负荷投产时间待锁定。必须形成条件清单，明确责任人、完成时间和验证材料；条件关闭前，只开展必要的低成本工作。

停止投入。存在短期内无法消除的政策、负荷、工程或商业硬伤。停止投入不是判断项目永远没有价值，而是避免团队持续等待一个没有明确解决路径的条件。

初筛完成后，应形成一张项目机会判断表：

绿电直连项目开发的第一项能力，不是把所有线索都做成方案，而是尽早识别真正值得做的项目。只有政策范围说得清、负荷底盘锁得住、工程路径落得下、各方账本留得出空间，项目才值得进入下一阶段。

通过初筛的项目，下一步进入负荷侧尽职调查，把企业提供的数据处理成能够用于源荷分析和商务谈判的负荷底稿。

二、完成负荷侧尽职调查

项目通过初筛以后，下一步是把负荷底盘查清楚。

绿电直连项目通常要运行十几年甚至二十年以上，电源装机、线路投资、接网容量和购售电协议都建立在负荷数据之上。负荷企业少报了一套自备电源、把设备容量当成实际负荷，或者把尚未落地的扩产计划放进预测，都会让后续方案从源头上失真。

负荷侧尽职调查最终要落实四个问题：企业现在实际用了多少电、在什么时段用电、未来能够稳定用多少电，以及其中有多少可以通过长期协议锁定。只有这四个问题有了证据，负荷曲线才能进入源荷分析模型。

（一）建立负荷侧资料清单

正式收资前，应与负荷企业签订保密协议，明确数据用途、接触人员和保存方式，再由企业安排生产、电气、财务和管理人员共同提供资料。仅由一个部门填写调查表，往往会出现电气数据与生产计划相互矛盾的情况。

资料不是越多越好，关键是形成完整的证据链。电费账单说明结算结果，15分钟数据说明运行过程，生产记录解释异常变化，扩产手续支撑未来预测，几类资料必须能够相互印证。

（二）现场确认计量和供电边界

负荷企业导出的曲线不一定就是企业真实用电曲线。有自备电厂、厂内光伏或储能的企业，总进线表记录的只是公共电网下网功率；多条进线、多块总表或者转供电关系没有理清，也可能出现漏计和重复计算。

现场踏勘需要确认以下内容：

 公网进线、总表、主变、母线和主要车间分表的位置；

 各计量点的编号、倍率、方向、采集周期和数据归属；

 自备电源、分布式光伏、储能及厂用电接在哪一级母线；

 是否存在转供电、租户负荷、备用电源或未纳入总表的支路；

 现有供电可靠性要求、备用方式和允许停电时间。

现场确认后，应画出一张简化的现状电气关系图，并确定统一建模边界。对于存在内部电源的企业，可按能量平衡还原实际生产负荷：

如果研究的是新增绿电能够替代多少公网购电，还要把继续保留的自备电源作为独立电源处理，不能直接用公网下网曲线代替企业全部负荷。尽调阶段最好同时形成“企业实际负荷曲线”和“可由直连绿电及公网共同满足的净负荷曲线”，后续根据分析目的分别使用。

（三）把原始曲线清洗成可用数据

存量负荷原则上取得连续12个月以上的15分钟电量或平均功率数据；有明显季节波动、年度检修或生产周期的企业，尽量取得24个月。只有月度电费账单或一个典型日曲线，不能作为装机和投资决策依据。

原始数据要保留不动，另行生成清洗版本，并记录每一项处理。重点检查：

清洗完成后必须做三项校核：全年或月度累计电量与结算账单基本一致；曲线最大功率与计费最大需量能够解释；总表、分表与内部电源之间的能量关系能够闭合。差异如果无法说明，数据暂时不能进入正式模型。

（四）读懂负荷是怎样形成的

尽调不能停留在一条全年曲线。至少应计算年用电量、平均负荷、最大和最小负荷、负荷率、日内峰谷差、连续高低负荷时长，并分别观察月度、工作日、周末、节假日和检修期。

其中最值得关注的不是全年平均负荷，而是负荷底座和低负荷时段。平均负荷很高的企业，也可能在年度检修、订单下降或周末停产时形成长时间低谷，这些时段往往决定新能源富余和限发风险。

曲线上的每一类主要变化，都要尽量找到生产原因：哪条产线启停造成尖峰，哪类公辅系统形成夜间底荷，哪些月份属于旺季，检修通常持续多久，事故停产是否可能再次发生。解释不了的规律，应列入待核实事项，不能直接当作未来长期规律外推。

同时要单独摸排柔性负荷。可调负荷不是一句“企业可以配合调节”，而要落实到具体设备和生产环节：可增加或减少多少功率、能够持续多久、提前多久通知、调整后是否反弹、会不会影响产量和产品质量、每次调整的成本是多少。只有能够量化并得到企业确认的部分，才可以进入调度和储能优化模型。

（五）把未来负荷分成三种情景

历史曲线只能说明过去，电源和专线投资却要依靠未来现金流。负荷预测应从现状基准出发，将每一项变化拆到具体产线、设备、投产时间和运行班次，不能直接采用园区远期规划或企业口头增长目标。

建议形成三种负荷情景：

新增负荷应按照预计投产月份逐步进入曲线，并设置爬产过程。尚未完成投资决策、能评环评、设备采购或建设开工的项目，不宜直接放入基准情景。对产品价格周期明显的行业，还应设置降负荷和阶段性停产情景。

（六）判断多少负荷真正能够锁定

能够预测的负荷，不等于能够用于融资的负荷。项目公司真正需要的是负荷企业愿意在长期购售电协议中承担责任的电量。

尽调阶段应同步了解企业的合同意愿：能否接受随市场变化的价格机制、协议期限多长、是否承诺最低购电量、检修和减产如何通知、未达到承诺电量如何补偿、提前退出承担什么责任，以及能否提供保证金、保函、母公司担保或其他信用增级措施。

最终可锁定负荷，应取“基准情景下能够稳定形成的负荷”和“企业愿意长期承诺的负荷”中的较小值。企业当前用电量很大，但行业持续亏损、存在搬迁计划、历史欠费严重或拒绝承担最低购电责任时，不应把全部电量放进项目融资模型。

（七）形成负荷尽调成果

如果连续负荷数据长期无法取得，计量边界无法说清，电量与账单差异无法解释，新增负荷缺少建设依据，或者企业拒绝讨论长期购电责任，项目应回到“带条件推进”状态。条件没有关闭之前，不宜据此确定电源规模和开展正式投资决策。

负荷尽调完成的标志，不是收齐一摞资料，而是形成一条经过校核、能够解释、可以预测并有机会通过合同锁定的负荷曲线。下一章将在这条负荷底盘之上，开展电源侧资源筛选，判断哪些风电、光伏资源真正能够进入项目方案。

三、筛选能够纳入方案的电源资源

负荷底盘查清以后，项目才具备寻找电源的依据。这里的任务不是在地图上找到几座附近的风电、光伏项目，而是确认哪些资源在政策、权属、建设条件、投产时间和出力特性上，真正能够成为绿电直连项目的配套电源。

一个电源即使距离很近，如果已经纳入其他送出方案、无法调整原有并网关系、项目权属不清，或者投产时间与负荷不一致，也不能进入正式方案。电源筛选应先排除硬伤，再比较资源质量和综合成本。

（一）建立电源资源长名单

资源摸排应以负荷为中心，按照项目所在省份的政策范围和现实线路条件，梳理可能纳入的风电、集中式光伏、分布式光伏等资源。部分地区允许符合条件的在建、未并网、消纳受限或存量新能源项目调整为直连电源，但必须以当地规则和项目手续为准，不能将所有周边电站默认视为可用资源。

长名单至少记录以下内容：

长名单的作用是防止团队只围绕最先接触到的一项资源开展工作。正式筛选时，最好保留两至四组具有不同风光结构、距离和建设条件的电源组合进行比较。

（二）核实电源是否具备进入项目的资格

每个候选电源都要先回答三个问题：开发权能不能落实，原有手续能不能衔接，发出的绿色电量能不能归属于本项目。

新建电源要核实项目是否能够纳入相应开发建设安排，场址是否存在重复配置，核准备案、用地用林用草、环评和接入等手续能否按计划取得。已取得指标不等于可以随意改变用途，原批复、原送出和原交易关系如果需要调整，应提前明确变更路径。

在建或存量电源还要核实原有接网工程、购售电关系、补贴或机制电价、融资抵押和设备质保是否受到影响。一个项目退出原有并网方案以后，可能出现存量送出资产闲置、贷款条件变化和原合同违约，这些成本必须由明确主体承担。

分布式光伏或整村汇流项目则要进一步核实屋顶或场地使用权、产权主体、租赁期限、结构安全、分户计量和汇集关系。资源分散并不妨碍技术汇集，但每一个发电单元的权属、计量和绿色属性都必须能够追溯。

不能落实开发权、无法解除原有排他性安排、手续变更路径不清，或者绿证及绿色属性存在重复主张风险的资源，应从候选清单中剔除。

（三）把资源条件变成真实出力曲线

电源筛选不能只比较年利用小时。两个年发电量相同的电源，出力发生的月份和时段不同，与负荷匹配后的直接消纳量可能相差很大。

光伏资源应结合多年太阳辐照、温度、地形朝向、遮挡、组件衰减和设备可利用率，形成正常年份和偏保守年份的出力序列。风电应结合测风塔、激光雷达或经过校核的长期气象数据，考虑轮毂高度风速、机组选型、尾流、空气密度、设备可利用率和限功率因素。正式成果宜由具备经验的设计单位或咨询机构使用专业软件完成。

进入源荷模型的不能是电站理论毛发电功率，而应是到达直连交付边界的可用功率：

资源数据不足时，可以先用权威气象数据和邻近项目运行数据形成初步曲线，但必须标明数据来源和可信程度。没有完成长期订正的短期测风、单一典型日光伏曲线，不能直接支撑投资决策。

（四）同步排查场址和送出硬伤

电源可开发，不等于能够送到负荷。资源筛选阶段至少要对场址和送出条件做一次快速排查。

集中式项目重点关注土地、林草、生态保护、压覆矿产、军事设施、文物、水土保持和征拆等条件；分布式项目重点关注屋顶产权、剩余使用年限、承载能力、防水消防和租赁稳定性。风电还要关注道路运输、吊装平台、噪声和机位净空。

送出侧应形成一条初步可行路径，识别线路长度、架空和电缆比例、主要交叉跨越、升压站位置、负荷侧可接入母线和可能需要的间隔。此时不要求完成正式接入系统设计，但不能把铁路、高速公路、河流、村庄和既有电力线路等重大障碍留到后期再处理。

资源质量较好但线路过长、跨越复杂或需要大量电缆敷设的项目，未必比资源稍弱但紧邻负荷的项目经济。最终比较的是送达负荷边界的绿电成本和时序价值，而不是电站侧最低度电成本。

（五）校核源荷建设时序

绿电直连强调以荷定源，电源规模和投产时间要有对应负荷支撑。新增负荷分期投产时，电源也应形成分期方案，避免电源先建成而负荷长期不能消纳。

每一项候选资源都要与负荷基准情景对齐，形成从前期手续、开工、并网调试到商业运行的时间表。重点检查负荷建设延期时电源如何处理、电源延期时负荷由谁供电，以及线路和变电设施能否同步建成。

只有依赖负荷最乐观投产计划才能成立的电源规模，不应作为一期方案。更稳妥的做法，是先按能够确认的负荷配置一期电源，并为后续扩产预留场址、间隔和线路能力。

（六）形成电源资源短名单

完成硬条件核验后，再从时序匹配、送达成本、建设时序和可控性四个方面比较候选资源。

本阶段最终应形成电源资源台账、手续核验清单、初步线路路径、交付边界出力曲线和两至四组候选电源组合。这些材料基本成立，进入下一阶段的全年源荷时序分析。

四、建立全年源荷时序模型

负荷曲线和候选电源确定以后，项目进入方案计算阶段。这个阶段最容易犯的错误，是用负荷年用电量除以风光利用小时，直接倒推出装机规模。

年度总量只能说明一年发多少、用多少，无法说明两者是否在同一时段相遇。绿电直连真正需要计算的是：多少电能够直接进入负荷，多少形成余电上网，多少会限发，公共电网在最不利时段需要补多少功率。

因此，电源方案必须建立在全年连续时序模型上。通常所说的8760小时分析，指的是这套全年逐时匹配方法；进入正式申报、储能和接网容量校核阶段，可进一步采用15分钟数据。

（一）统一时间、计量和交付边界

负荷、风电和光伏曲线必须使用同一自然年度、同一时区、同一时间间隔和同一功率单位。闰年数据、夏令时、缺失时段和重复时间标签应在进入模型前处理完毕。

负荷采用第二部分确认的建模边界，风光出力采用到达直连交付边界的可用功率。自备电厂、厂内光伏和存量储能如果继续运行，应分别作为独立资源进入模型，不能一部分藏在负荷曲线里，另一部分又作为电源重复计算。

建模前先形成一张边界表，明确每条曲线的计量位置、是否包含厂用电和线损、数据来源及处理方法。边界没有统一，模型计算得越精细，结果偏差反而越隐蔽。

（二）先建立无储能基准场景

储能不要一开始就放进模型。先计算没有储能时，负荷与风光电源本身能够达到什么程度，才能判断储能后来解决了什么问题。

对每一个时段，先计算风光总出力：

再计算三项基本结果：

富余电量不能直接全部写成上网收入。模型还要叠加项目允许的反送功率、交易时段和年度上网比例，剩余部分才作为限发或后续储能的充电来源。

全年汇总后至少得到：新能源总发电量、直接消纳电量、实际上网电量、限发电量、公网下网电量、最大下网功率和最大反送功率。随后计算新能源自用比例、负荷绿电替代率等政策指标。

（三）确定风光配比

风电和光伏的年发电量相同，不代表源荷效果相同。光伏集中在白天，风电能够覆盖部分夜间，但出力更随机；两者组合后，通常可以把新能源电量分散到更多时段。

配比筛选建议采用两轮方法。第一轮固定新能源目标年发电量，设置四至五组风光年发电量配比，分别换算装机并运行完整年度模型。这里固定的是年发电量，不是总装机容量，否则不同利用小时会让配比变化和发电量变化混在一起。

第一轮只用于找到优势区间。第二轮在表现较好的两组配比之间继续细分，每调整一次配比，都重新生成全年风光出力并与同一条负荷曲线匹配。

评价不能只看直接消纳量，还要同时考虑电源投资、线路距离、建设周期和上网价值。技术上最贴合负荷的配比，如果需要明显更高的风电投资或更长线路，未必是最终经济配比。因此应把时序结果与一组中性成本同时比较，再确定进入规模试算的风光结构。

（四）固定配比后逐档放大电源规模

风光配比确定以后，后续规模试算不再随意改变配比，只把风光合计年发电量逐级提高。可以按照负荷年用电量的一定比例设置档位，并以5%或10%为间隔完整重算。

每增加一档电源，直接消纳量通常仍会增长，但新增1千瓦时发电量能够转化成的直接消纳电量会逐步下降，更多电量开始进入上网或限发。规模边界不能用一个固定绿电比例拍板，而应比较新增一档电源的边际收益和边际成本：

当新增收益已经不能覆盖新增成本，或者政策比例、反送能力和工程条件开始失效时，就接近当前边界下的规模上限。

这里的每一档方案都必须重新运行全年时序模型，不能将上一档结果按装机容量同比放大。规模变化会改变富余发生的时间、反送峰值和限发电量，年度比例不会保持不变。

（五）保留三类有代表性的方案

模型的目的不是选出一个看似精确的唯一答案，而是为投资决策保留不同目标下的可选方案。建议至少保留三类：

三类方案不应只是规模相邻的“前三名”。基础方案代表资金效率，平衡方案代表综合收益，高比例方案代表发展上限，它们进入下一阶段后承担不同的比较任务。

（六）用特殊时段复核年度结论

全年直接消纳率较高，不代表每一天都没有限发；全年最大下网功率也可能只出现在少数低风低光、高负荷时段。年度汇总完成后，应单独提取高风高光与低负荷重合日、连续低风阴雨日、年度检修日、生产高峰日和电源故障场景。

这些特殊时段用于判断反送峰值、连续电量缺口、储能充放电窗口和公网兜底压力。少量特殊日不一定推翻全年经济判断，但会直接影响储能、电气设备和安全裕度，不能用年度平均值掩盖。

（七）形成源荷方案比选成果

本阶段应保留完整模型输入、计算规则和每一档方案结果，形成风光配比比选表、电源规模边际曲线、三套候选方案、特殊时段曲线和关键假设清单。

模型结果必须可以追溯到原始负荷、电源资源和价格参数。任何人调整负荷预测、风光成本、上网条件或线路投资后，都应能够重新计算，而不是只看到一组无法复核的最终数字。

完成到这里，项目已经知道电源大致怎么配、配到什么规模，以及不同目标下应保留哪些候选方案。下一步再针对每套方案判断储能是否需要配置，并把源荷结果落实到公网容量和电气实施方案中。

五、确定储能、公网容量与电气实施方案

源荷模型给出了电量如何流动，但项目最终要靠真实设备运行。储能配不配、公共电网接多少容量、直连线路接到哪里、如何计量和调度，都要在这一阶段落成可实施方案。

这几项不能彼此割裂。储能调度方式会改变公网交换功率，接网容量会影响变压器和费用，线路及母线结构又决定计量、保护和产权边界。正确做法是在候选电源方案基础上联动校核，而不是由不同专业各自给出一个互不相干的答案。

（一）先判断储能到底解决什么问题

绿电直连没有统一的强制配储答案，更不能按新能源装机机械套用固定比例。储能只有解决明确问题并形成可兑现收益时，才值得配置。

同一套储能可以承担多种任务，但同一个时段的功率和容量不能重复使用。为公网容量预留的SOC，不能同时全部用于价差套利；已经用于吸收富余绿电的容量，也不能在另一项收益中再次计算。

（二）逐档扫描储能功率和容量

储能计算应回到全年时序模型，对不同MW和MWh组合连续模拟。至少设置充放电功率、可用容量、SOC上下限、往返效率、设备可利用率、衰减和补容，并明确只允许内部绿电充电，还是允许公共电网充电。

在绿电直连主体方案中，可以先按“只搬移项目自身绿电”建立基准场景。公网套利、辅助服务等其他收益另设情景，避免一套储能在模型里同时占用相同容量并重复计算收入。储能如果混合使用绿电和公网电，还要配置独立计量并记录充电来源，保证绿色属性能够拆分。

每一档储能至少输出年充电量、有效放电量、减少限发量、放弃的上网电量、等效循环次数、最大连续充放电时长和年度增量收益。储能容量增加后，通常会从高频、高价差场景逐步延伸到低频、小价差场景，边际收益随之下降。

储能应先单独核算投资回报，再并入风光项目重算整体收益。储能自身算不过账，不应依靠电源项目利润掩盖；储能单体收益较好，也不代表一定能够明显抬高整个项目收益率。

（三）确定公共电网兜底容量

配置储能以后，项目与公共电网的交换功率应重新逐时计算：

正值代表下网，负值代表反送。模型要分别统计最大下网、最大反送及其持续时间，并检查储能在这些时刻是否有足够SOC。

接网容量不能简单取“最大负荷减新能源装机”，也不能按储能额定功率等额扣减。全年最大下网时刻可能恰逢连续低风低光，储能也可能已在前一时段放电。电量套利最优的调度策略，通常不等于公网容量最优。

正式校核应采用15分钟数据，并增加偏保守场景：连续低风阴雨、负荷高峰、电源或储能检修、储能容量衰减以及预测偏差。可靠性要求高的工业负荷，还要明确新能源和储能失效时的降载、备用或停产安排。

对存量负荷，原有主变和接网容量已经形成，增加新能源和储能不一定能够直接减少核定容量；对新增负荷，可以在受电方案尚未固化前，比较不同接网容量对应的变压器、储能、可调负荷和生产风险。最终采用的容量必须与接入方案、设备配置和供电责任一致，而不是只在EMS中设置一个功率上限。

（四）确定接入点、电压等级和组网方式

电气方案首先要回答：项目通过哪个点与公共电网相连，直连电源接入哪一级母线，原有公网进线如何保留，是否会形成交叉供电或电磁环网。

接入点和电压等级应结合负荷规模、线路距离、现有变电站、短路容量、供电可靠性和扩建条件确定。并网型项目原则上应形成清晰的整体边界，避免多个直连点与原有公网进线相互联络，造成潮流和保护关系复杂。

市场开发阶段至少要形成两至三种单线方案，比较新建专用变电站、利用负荷现有变电站或建设共用汇集站等路径。方案不能只比一次投资，还要比较停电改造、运行方式、扩建能力、产权划分和长期运维难度。

（五）把线路和变电工程量做实

线路方案应在现场踏勘基础上确定大致路径，区分架空和电缆段，标明铁路、公路、河流、村庄、既有线路及其他主要交叉跨越。距离相同的两条线路，因为电缆比例和跨越条件不同，投资可能相差很大。

变电部分要核实主变容量、台数、运行方式、母线结构、可用间隔和扩建场地，明确哪些存量设备可以利用、哪些必须新建或改造。对于需要停产切改的负荷，还要把停电窗口和生产损失纳入实施计划。

完成初步设计后，线路、升压站、用户侧改造、计量通信、保护自动化和征拆等投资应分别估算。不能只采用每公里线路单价或每千瓦电源造价，把决定项目经济性的共用工程漏在外面。

（六）同步设计计量、保护和调度系统

绿电直连的计量边界、产权边界和安全责任边界应同步设计。项目至少要在电源、厂用电、储能充放电、公共电网接入点和用户关口设置符合要求的双向分时计量，确保发电、自用、上网、下网和储能损耗能够复核。

保护、自动化、通信和调度系统要满足项目内部资源可观、可测、可调、可控。需要控制反送或交换功率时，应明确由谁预测、申报和执行，通信中断或控制失效时采取什么保护措施。电能质量、无功电压、频率适应性、故障穿越及继电保护配合，应由专业机构按接入要求开展校核。

设备产权属于谁、由谁运行维护、发生故障由谁处置，也要在电气方案阶段确定。产权分界不能只画在线路图上，还要与调度协议、运维合同、保险和事故责任保持一致。

（七）形成可实施的工程方案

本阶段最终应形成：推荐电气主接线、备选接入方案、线路路径图、主要设备清单、计量点表、产权与运维分界图、公网交换功率校核、储能配置建议、工程投资估算和建设时序。

方案还应列出需要电网企业、能源主管部门、自然资源部门和负荷企业进一步确认的事项，并区分硬性前置条件与后续优化事项。接入点、线路通道、站内间隔和公网容量没有基本落实之前，经济测算只能作为阶段性结果。

完成到这里，项目的负荷、电源、储能、公共电网和主要工程设施已经落在同一套边界内。下一部分才能在统一工程量和时序电量基础上，测算项目投资收益、负荷侧降本空间和购售电价格机制。

六、算清项目收益并设计价格机制

技术方案明确以后，项目仍然不能直接进入投资决策。绿电直连的经济性不是一座新能源电站的收益测算，而是电源、共用设施、储能、负荷原用电成本和公共电网费用共同变化后的结果。

这一步至少要算清三本账：项目整体能不能成立，电源投资方能不能达到收益底线，负荷企业能不能获得持续、可验证的综合用电成本改善。任何一本账长期为负，项目都难以稳定履约。

（一）统一测算边界和基础假设

所有候选方案必须使用同一组基础边界，至少包括建设期、运营期、资本金比例、融资成本、税费、折旧、设备更新、残值、电价和利用小时。风电、光伏、储能、线路和变电设施寿命不同，不能简单把总投资除以统一年限。

投资边界要覆盖电源场内工程、汇集升压、直连线路、用户侧改造、接入间隔、计量通信、调度平台、征拆和建设期费用。电源单位投资如果已经包含常规升压和场内集电，共用工程中不得重复计算；反过来，也不能只套每千瓦电源造价，把直连专线和负荷侧工程漏掉。

价格和费用应以项目所在地实际市场规则为准，分别列示电能量价格、余电上网价格、输配电费、系统运行费、政府性基金及附加、绿证价格、交易代理费用和偏差考核。凡是政策仍在过渡或地方尚未明确的参数，都应单独列为变量，不能长期固化在基准现金流中。

（二）把公共电网费用单独算清

公共电网费用不能只在模型里放一个综合单价。绿电直连投运以后，下网电量、接入公共电网容量和计费方式都会变化，必须按照项目所在地政策逐项重算，再与负荷原电费账单比较。

采用单一容量制计费时，可按当地执行口径测算月度输配电费：

对于负荷率较高、用电较稳定的项目，也应同步测算继续执行两部制的结果：

两种方式都要代入同一组月度负荷数据，逐月计算全年费用，不能只用年平均负荷率估算。接网容量越小，不一定费用越低；若容量压得过小导致超容、生产可靠性下降或频繁调整运行方式，节省可能反而被风险成本抵消。

直连线路的物理损耗会减少交付到负荷侧的电量，应在计量和平衡关系中体现，但不应再虚构一笔公共电网“线损费用”。最终只有能够由政策文件、市场结算单或实际电费账单确认的费用变化，才能进入双方共享的价值空间。

（三）先算项目整体经营账

项目收入应直接引用全年时序模型结果，而不是用年发电量乘一口平均电价。主要收入包括直供绿电结算、余电上网、绿色属性、储能增量价值和其他能够确认的市场收益。

限发电量不形成收入。储能回收限发、内部移峰或参与其他市场创造的价值，应扣除放弃上网的机会成本、充放电损耗和衰减成本，同一电量不得在多条收益路径中重复计算。

项目支出包括电源及共用设施投资、运维、保险、土地租赁、交易服务、预测偏差、税费和融资成本。最终形成全投资IRR、资本金IRR、净现值、回收期、偿债覆盖和年度现金流。单一年度的“净贡献”可以用于方案初筛，但不能替代正式财务评价。

（四）再算负荷侧不做项目和做项目的差额

负荷侧测算的基准，不是当地公布的一张平均电价表，而是企业真实电费账单。应使用同一条15分钟负荷曲线，分别计算“不实施直连”和“实施直连”两种情况下的全年成本。

不实施直连时，基准成本包括市场购电电能量费、输配电费、基本电费或需量费用、系统运行费、政府性基金及附加、交易服务费，以及企业为满足相同绿色消费要求需要购买的绿证成本。

实施直连后，负荷成本包括向项目公司支付的直供绿电结算款、公共电网下网账单、直连电量仍需承担的政策费用和其他服务费用。两种方案必须采用相同的绿电目标、产量和可靠性边界，否则比较结果没有意义。

负荷侧价格承受上限，是让实施直连后成本不高于基准成本的临界值；企业希望保留的降本收益和风险缓冲，还要从这一上限中扣除。

（五）确定电源收益底线和可分配空间

电源侧应把风光、共用设施和必要储能的全部现金流放在一起，倒算达到目标收益率所需要的最低收入。这个结果是项目的收益底线，不是对外报价。

只有当负荷侧能够承受的价值上限高于电源及项目设施的收益底线时，双方之间才存在可分配空间：

可分配价值应在负荷降本、电源收益和主责单位运营费用之间安排。分享比例没有全国统一答案，要结合投资额、风险承担、负荷信用、合同期限和双方替代方案谈判。项目公司承担资产投资、发电波动、限发和长期履约风险较多时，通常需要取得较高比例；负荷企业也必须保留看得见、能复核的降本收益，否则长期合同缺少履约基础。

如果两条边界没有重叠，应返回前面调整电源规模、线路方案、储能配置或项目分期，而不是先承诺低价再让投资方承担缺口。

（六）采用随市场变化的结算公式

长期固定协议电价看似能够锁定收益，但市场电能量价格持续变化时，固定价可能很快高于负荷的市场替代价格，最终形成重谈和违约风险。

更稳妥的结构，是让直供电能量与负荷同一时段的市场购电电能量价格联动，再对直连后实际减少的系统运行费、输配电费及其他可确认价值进行分享，并单独计算绿证等绿色属性价值。

这个综合协议结算价只是负荷向项目公司支付的价格，不是负荷最终到户电价。直连电量仍需承担的输配电费、政府性基金及附加、系统运行费和交易代理费用，应按照所在地政策另行计入负荷总成本。

源荷模型用于签约前预测，投运后的月度结算必须以实际计量数据、实际市场价格和实际账单为依据。绿证价值也应明确参考市场、取价周期、交付和注销规则，不能默认免费附送或多年固定不变。

（七）税务、开票和融资约束

财务模型中的收入，不等于项目账户最终能够支配的现金。直供电费、绿色属性、共用设施服务费、节省分享、资产租赁和储能服务等收入，可能对应不同的合同、开票和税务处理，签约前应由财务、税务和法务共同确认。

所有价格必须统一含税或不含税口径，明确增值税及附加、可抵扣进项、折旧和所得税处理，避免一边用含税收入、一边用不含税投资，或者把可抵扣税额重复计入收益。具体税率和开票方式应以项目所在地及交易结构的实际意见为准。

融资测算还要补入建设期利息、营运资金、还本付息安排和偿债覆盖。金融机构通常会关注购售电协议期限、最低购电或付款责任、负荷信用、项目账户监管、主要资产和应收账款担保，以及违约时的介入和替代权。项目IRR能够成立，不代表现金流一定能够按期还债。

（八）用压力测试代替单一基准答案

项目至少应设置市场电价下降、利用小时偏低、负荷减产、建设投资超支、投产延期、上网受限、储能衰减和收费政策变化等情景。除单因素敏感性外，还要设置两至三个不利因素同时发生的组合情景。

重点不是观察IRR下降了几个百分点，而是找出项目在哪些条件下现金流转负、偿债困难或双方价格公式失去平衡，并为这些临界条件设计合同保障。

本阶段最终应形成完整投资估算、三本账测算、动态价格公式、敏感性分析、收益分配建议和关键财务边界。账算清以后，下一步才是确定由谁投资、谁持有资产、谁结算和谁承担风险。

七、确定投资运营架构与合同关系

绿电直连把电源、负荷、线路、储能、公共电网和市场交易放在同一个项目里。技术和经济方案即使成立，如果没有一个能够长期负责的主体，项目仍然可能停在框架协议阶段。

这一部分不追求设计复杂的股权结构，而是把四件事落清：谁作为主责单位，谁投资哪些资产，对外和对内怎样结算，风险通过什么合同分配。

（一）先确定真正承担责任的主责单位

主责单位是项目对外申报、组织建设、接网交易、计量结算和承担安全责任的主体；项目公司则是承接股权、资产和现金流的法人载体。两者可以是同一个主体，也可以由现有负荷企业、电源企业或其他符合条件的主体直接承担主责责任。

单用户项目可以由负荷企业、电源企业或源荷双方设立的项目公司承担具体责任，但应以当地政策为准。园区平台公司也可以与能源企业共同成立项目公司，利用属地协调和能源专业能力共同推进，但不应把任何一种结构写成唯一推荐答案。

判断一个主体是否适合，不看名称，而看它是否具备信用、融资、建设组织、交易结算、数据管理和持续运营能力。能力不足时，应通过股东安排和专业运营合同补齐，不能只设立一个用于报批的空壳公司。

（二）按资产服务对象划分投资和产权

资产由谁投资，不应只按“谁更有钱”决定，而要看资产服务谁、收益从哪里回收、风险由谁控制。

只服务某一主体的资产，可以由该主体持有；服务整个项目的线路、总关口计量和平台，更适合由主责单位统一组织。无论采用何种方式，都要形成资产清单和产权分界图，并约定项目终止时的继续使用、转让、拆除和补偿。

（三）建立对外一张账、对内多张账

项目与公共电网、交易机构之间原则上作为一个整体运行和结算。主责单位负责下网电量、余电上网、接网容量、市场交易、政策费用和偏差考核等外部账单。

项目内部再按照实际计量和合同，把收入与费用分配给电源、负荷、储能和运营主体。内部结算至少包括直供电费、公共电网相关费用、储能收益、共用设施费用、交易服务费、偏差考核和绿色属性。

外部账单中的每一项都要能够落到内部责任主体，内部向用户收取的每一项费用也要有合同和计量依据。对外和对内两套账无法勾稽，主责单位最终会承担全部缺口。

（四）把市场交易和结算链条定清

项目投运后，不是按照年度模型自动分钱，而是按照所在地市场规则完成注册、申报、计量和结算。签约前必须明确谁是市场成员，谁负责交易代理，谁接收外部账单和资金，再由谁完成项目内部清分。

完整链条包括：滚动预测负荷和风光出力，制定中长期及现货交易计划，完成交易申报和运行计划执行，根据公共电网接口双向计量数据完成外部市场结算，再按照内部计量和合同分配给电源、负荷、储能及运营主体。

年度源荷模型是签约和投决依据，不能直接替代运营结算。投运后应按日核对能量平衡、按月形成结算单，以实际计量、实际市场价格和正式账单为准。预测偏差、交易执行和考核责任不写清，模型中的收益最终可能变成主责单位的损失。

（五）建立绿色属性闭环

绿电价值能否被负荷企业使用，不只取决于物理线路，还取决于绿色属性能否登记、核发、划转或注销，并与实际用电主体和时段关系对应。

项目应从电源建档开始，连续保存发电计量、直供分配、余电上网、储能充放电来源、绿证核发和用户使用证明。直供给负荷的绿色属性与余电上网对应的绿色属性必须分开，不能对同一电量重复主张。

储能同时接受绿电和公共电网电量时，还要建立充电来源和放电去向的追踪规则，否则储能放出的电量能否认定为绿电可能存在争议。合同中应明确绿证归属、价格、交付周期、注销主体、未能核发时的处理和审计资料保存责任。

（六）用合同矩阵而不是一份大协议

绿电直连不应试图用一份框架协议解决所有问题。较为完整的合同体系可能包括：

这些文件可以分阶段签署，但内容必须相互一致。股东协议约定的收益归属、购售电协议中的价格公式和财务模型中的现金流如果不是同一套口径，项目后期必然发生争议。

（七）购售电协议先算结算单，再写条款

购售电协议的核心不是写一口电价，而是把项目每个月怎么结算写清。签约前应先用历史数据跑通一张月度结算单，再把每一个字段翻译成合同条款。

协议至少明确交付点和计量点、预计及最低购电量、价格公式、绿证交付、余电归属、储能电量处理、检修与少供、负荷减产、账单确认、付款保障、政策变化和提前退出。

预计电量只是方案参数，最低购电量或最低付款责任才是电源现金流底线。负荷少用造成的上网、限发和资产闲置损失应有补偿机制；电源因可控故障少供，也应承担相应价差、补购或违约责任。新能源自然波动、调度限制和不可抗力要与设备故障分开处理。

合同期限应与主要资产回收期匹配。负荷只能接受较短期限时，就要通过更高价格、退出补偿、担保或替代用户机制覆盖剩余风险，不能让长期资产完全依赖一份可随时解除的短期合同。

（八）把信用、政策变化和退出风险写到最坏情形

长期项目最重要的不是正常年份怎么分钱，而是负荷停产、股东违约、政策费用变化和项目终止时如何处理。

负荷信用可以通过保证金、银行保函、母公司担保、应收账款监管和逾期停供机制加强。融资方还可能要求对主要资产、核心合同和项目账户设置控制或介入权。

政策变化条款要约定触发条件、临时结算、重新测算和协商期限；不能只写“双方友好协商”。负荷搬迁、减产或破产时，应明确最低购电补偿、共用资产未回收投资、绿证和电费欠款，以及电源恢复并网、另寻用户或退出处置的责任。

本阶段最终应形成组织架构图、股权与融资方案、资产产权清单、两层结算关系、合同矩阵和主要商务条款清单。所有结构最终都要服务一件事：项目能够持续运营、按月结算，并在最坏情形下知道责任和损失如何分配。

八、按阶段推进申报、建设和运营

完成前面七部分以后，项目已经具备负荷、电源、时序、工程、经济和合同基础。最后一步，是把这些成果变成一套可以执行的开发计划。

绿电直连涉及能源、电网、自然资源、市场交易和负荷企业多个界面，不适合等全部条件都成熟以后再依次办理，也不能在关键边界没有落实时全面铺开工作。更有效的方法，是设置阶段门：每完成一阶段，形成明确成果和继续投入条件，再进入下一阶段。

（一）把开发过程分成六个阶段

各阶段可以并行开展部分工作，但关键前置条件不能倒置。例如，在负荷未锁定、接入点未明确前，不应完成最终投资决策；在计量和交易关系未确认前，不应只为了赶工先建设线路。

（二）申报材料必须来自同一套底稿

项目申报通常需要说明负荷真实性、电源规模、源荷匹配、直连线路、接入系统、安全风险、投资主体、建设时序、运营管理和绿色属性。各地具体清单不同，但所有章节必须来自同一套数据和边界。

负荷证明中的年用电量，应与时序模型一致；实施方案中的电源规模，应与可研和接入研究一致；协议中的最低购电量，应与融资模型一致；线路长度和电压等级，应与投资估算一致。申报、可研、合同和财务模型各用一套数字，是项目后期反复返工的主要原因之一。

建议建立统一的项目参数表，由专人管理负荷、电源、储能、线路、接网容量、投资、电价和建设时序。任何参数修改，都同步更新相关成果并记录版本。

（三）建立申报和手续责任清单

不同省份、不同项目类型需要办理的手续不完全相同，不能只拿一份通用目录照抄。项目启动后应建立手续台账，把每项事项标为“必须办理”“不适用”或“待主管部门确认”，并明确责任人、前置条件、计划时间和关闭标准。

手续名称和审批层级以所在地主管部门实际要求为准。清单的意义不是把所有事项都办一遍，而是尽早发现会影响场址、线路、接入和投产的前置条件，避免项目在完成投资决策以后才发现关键手续无法关闭。

（四）把接入、场址和商务条件放在关键路径上

绿电直连开发中最容易决定工期的，通常不是报告编写，而是接入点和线路通道、场址手续、负荷侧改造窗口以及核心商务条件。

项目计划应把这些事项列为关键路径，并为每项设置责任主体、完成时间、所需材料和替代方案。线路跨越无法解决时，是否有第二路径；站内间隔无法使用时，是否可以调整电压等级；负荷延期时，电源是否分期；某一电源退出时，是否有替代资源，都应在投决前形成预案。

对“原则支持”“正在协调”“后续解决”等表述，要转化为可以验证的关闭条件。没有责任人和时间表的支持意见，不能视为风险已经消除。

（五）投决前设置一次完整复核

正式投资决策前，应使用最新资料重新运行全年模型和财务模型，而不是直接沿用项目最初申报时的结果。

复核内容至少包括：负荷最近一年是否变化，电源资源和设备选型是否更新，接入方案及工程量是否确定，投资报价是否超支，市场价格和政策费用是否变化，购售电协议是否达到融资要求，以及储能收益是否仍然成立。

推荐方案还应通过低负荷、低风低光、线路或储能故障、市场低价和建设延期等压力测试。任何一项变化触及政策指标、偿债能力或合同底线，都应重新调整方案或附带投决条件。

（六）投产不是设备送电，而是全系统能够结算

建设阶段要统筹电源、负荷、线路、变电、储能、保护通信和计量系统的投产时序。单项工程完成不代表项目具备商业运行条件。

正式投运前应完成设备验收、继电保护和通信联调、双向分时计量校验、交换功率控制、调度和交易注册、结算账户、绿证建档、应急预案及运维交接。还要用真实计量数据试跑月度电量平衡和结算单，确认电源、储能、负荷和公网四类数据能够闭合。

试运行期间发现的线损、表计倍率、时间错位、储能SOC和价格数据问题，应在商业结算前处理。线路通了但账算不平，项目仍然没有真正投产。

（七）运营阶段持续做四件事

第一，做预测和交易。滚动预测负荷与风光出力，申报交易计划，管理余电、下网和偏差，不能只依靠年度模型运行项目。

第二，做调度和运维。协调电源、储能和柔性负荷，执行交换功率控制，安排检修和事故处置，持续跟踪设备可利用率和电能质量。

第三，做计量和结算。按约定周期对平电量，核对外部账单，完成内部结算、开票和收款，并保存原始数据、修正记录和争议处理过程。

第四，做绿色属性和合规。完成绿证核发、划转或注销，形成负荷绿电消费证明，持续核查自发自用、绿电比例、上网和接网容量等要求。

运营团队应定期比较实际结果与投资模型：负荷是否下降、直接消纳是否偏离、限发是否增加、储能循环是否达到预期、负荷是否真正节省、项目IRR是否仍在合理区间。重大偏差要及时触发价格、调度或资产方案调整。

（八）提前设计变更和退出路径

绿电直连不是建成以后永远不变。负荷可能扩产、减产、搬迁或破产，电源和储能可能技改，市场及收费规则也会调整。

项目应建立变更管理机制，明确哪些调整只需内部决策，哪些需要重新开展接入研究、协议变更或履行主管部门程序。新增负荷和电源不能未经校核直接接入，避免破坏原有源荷比例和安全边界。

确实无法持续运营时，应按照政策和合同处理项目退出、电源再接入、直连线路及共用资产处置、未回收投资、欠付电费和绿色权益。退出机制不是项目失败后的补充条款，而是投资决策时就应测算的下行情景。

（九）形成一套能够重复使用的开发底稿

完成全过程以后，项目团队应沉淀机会判断表、负荷尽调模板、电源资源台账、时序模型、工程边界图、财务模型、月度结算表、合同条款库和运营指标表。下一项目可以复用方法和工具，但不能复制上一项目的参数和结论。

绿电直连项目没有一套放之全国皆准的风光配比、电源规模、储能比例和协议电价。真正可以复制的是工作顺序：先筛项目，再查负荷和电源；做全年时序，再定工程和储能；算清三本账，再设计价格和合同；最后推进建设和运营。

这套方法的价值，可以尽早淘汰不成立的方案，把资金和开发资源留给政策可行、负荷可靠、工程可建、经济闭合、责任清楚的项目。

延伸阅读｜绿电直连专题索引

本文解决的是全过程开发主线。下面这些已经发布的文章，分别把政策、模型、储能、电价和合同中的具体问题继续展开，各位读者可以结合当前项目所处阶段和实际需求选择阅读。