导语

绿电直连项目正从试点探索迈向规模化落地阶段。随着电力市场化改革持续深化，项目如何融入现有市场体系、以何种路径参与交易，以及内部风险与收益如何合理分配，已成为投运前亟需统筹谋划的关键问题。基于此，本文围绕绿电直连的市场参与方式与费用结算科目、入市交易能力、风险及收益分配机制展开系统分析，助力相关主体算清账、提收益、控风险。

绿电直连市场参与方式及费用结算科目

绿电直连作为促进新能源就地消纳的具体路径，随着650号文、1192号文以及688号文等政策相继落地，其在制度框架、费用机制以及由单用户向多用户演进的应用场景等方面的规则体系正逐步完善，目前全国累计完成99个项目审批。

与此同时，政策明确绿电直连项目不得纳入电网企业代理购电体系。加之国办发〔2026〕4号文提出"到2027年各省现货市场基本实现正式运行"的明确要求，现货市场建设持续提速，绿电直连项目全面参与市场化交易已成为不可逆转的发展趋势。面对这一进程，项目具体通过何种方式融入市场体系、相关费用结算涉及哪些科目，是当前亟待厘清的基础性问题。本节将聚焦现行政策框架，对绿电直连的市场参与方式与费用结算科目进行系统梳理。

（一）市场参与方式

关于绿电直连项目如何参与电力市场，688号文明确提出，项目初期可通过"报量不报价"方式参与电力现货市场，待市场运行条件成熟后，再逐步过渡至"报量报价"模式。整体来看，政策导向是在优先保障新能源消纳的前提下，推动绿电直连项目逐步向更市场化、精细化的交易模式演进。

目前，甘肃、黑龙江、辽宁等地已率先发布相关现货市场规则，并在具体参与机制上形成了差异化实践。

路径一：报量报价（甘肃模式）

甘肃要求绿电直连项目以"报量报价"方式参与日前及实时现货市场。项目需自主申报存在上网能力与下网需求的时段：上网时段参照集中式新能源参与市场，下网时段参照售电公司或批发用户参与。同时，在电力系统允许的前提下，可根据实际运行状态滚动更新上网能力。该模式更强调项目的灵活响应与自主决策，市场化程度较高。

路径二：报量不报价（黑辽模式）

黑龙江、辽宁两省明确，并网型绿电直连项目可以"报量不报价"方式参与现货市场，并享受优先出清。其中，辽宁更进一步，要求项目在D-2日12:00前申报96点出力（或用电）曲线；迟报、漏报或不报的，申报数据置为0。实时市场则沿用日前信息，不再重新申报。该模式更侧重于简化流程、保障消纳，体现了对绿电直连项目的政策倾斜。

（二）费用结算科目

从辽宁细则中可提炼出较为完整的费用结算框架，甘肃则补充了部分特殊费用科目。

电能量费用结算方面，辽宁区分电压等级与结算电价类型：220千伏及以上项目在日前市场按节点电价进行差价结算，实际上网电量按实时节点电价结算；66千伏及以下项目在日前市场按统一结算点电价进行差价结算，实际用电量按实时统一结算点电价结算。同时，实际用电量参照批发市场用户计费，实际上网电量参照发电企业计费。

市场运营费用分摊与分享方面

辽宁明确绿电直连项目的实际用电量需参与各项市场运营费用的分摊（如辅助服务费用、阻塞费用等），实际上网电量则参与费用的分享。

储能集中调用补偿费

甘肃则补充了储能集中调用补偿费，即配建储能按调度指令从主网充电的成本，由全体工商业用户按月度用电量比例分摊；此外还提出新能源调频增发超额获利回收费用，为避免发电能力持留，对超额收益进行回收后，由直接参与现货市场的新能源主体按上网电量比例分享。

整体来看，绿电直连项目在市场中正逐步被赋予"类发电+类用户"的双重身份。在参与方式上，黑龙江、辽宁给予其"报量不报价+优先出清"的优惠政策，而甘肃则要求完全按市场化方式报价。在费用结算上，辽宁构建了涵盖差价结算、分摊与分享的完整体系，甘肃则补充了储能调用补偿、调频增发回收等专项费用。随着未来更多省份细则落地，绿电直连项目的市场定位与结算逻辑有望趋于统一，从而为其参与电力市场提供更明确的规则依据与更可预期的收益边界。

图1  绿电直连项目市场参与路径与费用结算框架

绿电直连入市关键因素——交易能力

在688号文推动的多用户场景下，绿电直连项目的运行模式正由"单一源荷匹配"向"多主体协同运营"演进，项目主责单位需要同时承担资源聚合、市场交易、偏差管理及协同调度等多重职能。这意味着，项目对聚合预测、统一报价及协同调度能力提出了更高要求。与此同时，随着电力市场化改革持续推进，绿电直连项目的竞争逻辑也在发生变化：价格优势仍是保障基础收益的重要前提，但交易能力已成为决定项目能否获取超额收益的核心因素。特别是在价格波动、出力波动与负荷波动"三重不确定性"叠加的市场环境下，项目收益越来越依赖于交易与运营能力，而非单纯资源条件。交易能力的高低，不仅决定收益水平，更关系到项目长期运营的稳定性与可持续性。具体而言，交易能力可以概括为四个维度的乘积：

交易能力 ≈ 预测能力 × 报价能力 × 调度能力 × 风控能力

一是预测能力，它决定了项目是"被动接受价格"还是"主动参与定价"。

预测能力涵盖三个关键内容：光伏/风电出力预测的准确率、负荷预测的偏差水平，以及现货价格分时段的预测能力。预测越精准，越能抢占定价主动权。

二是报价策略能力，这是绿电直连项目实现核心盈利的关键，考量的是如何将预测到的资源转化为可落地的价格。

具体策略包括：是否参与日前市场优化、是否采用分时段报价、以及是否将弃电策略纳入报价模型。报价能力直接决定了项目在现货市场中的竞争位次。

三是灵活性调度能力，它决定了交易策略执行落地程度，核心是把价格波动转化为实际收益。

调度能力需要统筹考虑储能的充放电策略、负荷的可调节能力、以及新能源的限发策略等。谁能在峰谷价差中灵活切换，谁就能获得超额收益。

四是风险控制能力，它决定了项目能否在长期波动中存活下来，是交易能力的"安全底线"。

风险控制聚焦于对现货偏差、价格波动及考核机制的综合管控，具体包括：计划与实际发电/用电的偏差率控制、结算偏差的控制、以及不平衡费用的控制。风险控制能力越强，项目的抗冲击能力就越强。

在复杂的电力市场环境中，绿电直连项目的收益水平不再单纯依赖资源禀赋，而是越来越取决于上述四项能力的综合乘积。每一项能力的短板，都会拉低整体的交易表现。可以说，预测、报价、调度、风控这四项能力的协同水平，才是决定绿电直连项目市场存续与竞争力的根本所在。

图2  绿电直连交易能力四维模型

绿电直连风险及收益分配机制

对内的风险收益分配方式，核心在于如何平衡多利益主体的诉求：电源侧希望高电价与稳定消纳，负荷侧追求低电价与持续供电，电网侧需在利益与安全职责间权衡，政府则寻求多目标下的可接受解。由此衍生出的问题集中在：电价怎么定？风险谁承担？收益怎么分？

首先，在电价构成层面，需要区分三种价格成分。

第一种是电能量价格，即项目内部电能量交易的基础价格。该价格通常参考市场均价形成，由项目主责单位与各参与方协商确定，并通过签订中长期购电协议（PPA）进行锁定，作为后续电能量结算与收益分配的重要依据。第二种是系统服务费，即向电网缴纳的备用及安全保障费用，用以补偿电网为项目安全兜底所付出的成本——毕竟绿电直连中自发自用电量减免了系统运行费、线损费及部分输配电费，电网仍需保证频率、电压稳定。第三种是绿电的环境价值，包括绿证收益与碳减排价格。

其次，在风险分担层面，按照"谁产生、谁负责"原则承担偏差、电量失衡及调节责任。

第一种，发电侧需要负责新能源发电的预测偏差责任，并承担相关的弃电风险——这是新能源出力间歇性所决定的。第二种，负荷侧需根据自身负荷特性，明确可中断或可调负荷的能力，主动承担用电曲线的调整责任，此外还需分担部分价格波动风险。第三种，电网侧则必须保证系统频率、电压等稳定指标，为整个项目的安全运行兜底负责——这是电网作为公共基础设施提供者的不可推卸职责。

再次，在收益分配层面，可细分为四种分配方式。

第一种是基础收益分配，即锁定部分：发用两侧按照PPA价格结算电能量，确保发电侧达到自身IRR（内部收益率），用户侧获得低于原到户电价的价格，形成双赢的基本盘。第二种是浮动收益分配，来源于市场交易产生的额外收益，如现货价差套利、偏差成本控制节约、储能峰谷套利等，这部分一般按约定比例进行分配（例如发/用/储=5:3:2）。第三种是系统价值收益分配，指向通过辅助服务、容量补偿、需求响应等获得的收益，这部分遵循"谁提供资源、谁获得收益"的原则，按实际贡献主体分配。这意味着未来绿电直连项目内部将逐渐形成类似"微型电力市场"的运行逻辑，收益分配除基础电价外，还需综合考虑负荷贡献、调节贡献及储能贡献等。第四种是绿色收益分配，包括绿证交易、碳资产变现等，考虑到用户的碳减排履约需求，通常优先归属用户，也可由发用双方协商分成。

最后，要实现上述机制的持续稳定运行，需构建"合同约束+调度执行+市场结算"的三层保障体系。

合同层面，通过购售电协议、并网调度协议及系统服务协议，明确电价结构、风险分担边界与收益分配规则；执行层面，依托"物理直连供电+源网荷储协同调节+电网统一调度约束"的运行体系，保障供需平衡与系统安全；结算层面，搭建"基础收益+浮动收益+系统价值收益+绿色收益"的多维结算模型，并按事先约定的规则完成对内收益划分。

图3  绿电直连风险收益分配机制与三层保障体系

结语

审批建设仅仅是绿电直连项目落地的第一步，如何协同多方利益主体，并在复杂的电力交易市场中共同存活，才是项目能否持续运行的关键。这需要首先明确项目参与市场的方式与费用结算科目，在此基础上，通过合同、调度与结算三层机制厘清风险分担与收益分配，并持续提升预测、报价、调度与风控四项交易能力。唯有规则清晰、能力匹配，绿电直连项目才能真正从"建得成"走向"稳得住、可持续"，在市场竞争中实现多方共赢。（来源：朗新能源研究院  作者：王亚茹）