导语
绿电直连项目正从试点探索迈向规模化落地。随着电力市场化改革深化，项目如何融入市场体系、参与交易路径及内部分配机制成为关键。本文系统分析绿电直连的市场参与方式、费用结算、交易能力及风险收益分配机制，助力相关主体厘清账目、提升收益并管控风险。
绿电直连市场参与方式及费用结算科目
在 650 号文、1192 号文及 688 号文等政策驱动下，绿电直连制度框架日益完善，全国累计审批项目达 99 个。政策明确此类项目不得纳入电网代理购电，且随着 2027 年各省现货市场基本建成目标的推进，全面入市交易已成定局。厘清其市场参与方式与费用结算是当前亟需解决的基础问题。
（一）市场参与方式
688 号文提出，项目初期可“报量不报价”参与现货市场，待条件成熟后过渡至“报量报价”。目前甘肃、黑龙江、辽宁等地已形成差异化实践：
路径一：报量报价（甘肃模式）
甘肃要求项目自主申报上网能力与下网需求时段，分别参照集中式新能源和批发用户规则参与日前及实时市场，并支持滚动更新。该模式市场化程度高，强调灵活响应与自主决策。
路径二：报量不报价（黑辽模式）
黑龙江、辽宁允许项目以“报量不报价”方式优先出清。辽宁进一步要求 D-2 日申报 96 点曲线，逾期视为零申报，实时市场沿用日前数据。该模式侧重简化流程与保障消纳，体现政策倾斜。
（二）费用结算科目
辽宁细则构建了较完整的结算框架，甘肃则补充了特殊科目。
电能量费用：辽宁按电压等级区分，220 千伏及以上按节点电价差价结算，66 千伏及以下按统一结算点电价差价结算；实际用电量和上网电量分别参照用户和发电企业计费。
市场运营费用：辽宁明确实际用电量分摊辅助服务费等，实际上网电量参与费用分享。
专项费用：甘肃增设储能集中调用补偿费（由工商业用户分摊）及新能源调频增发超额获利回收费用（由新能源主体分享），以调节系统平衡。
总体而言，绿电直连项目兼具“类发电 + 类用户”双重身份。未来随着更多省份细则落地，其市场定位与结算逻辑将趋于统一，为收益预期提供明确依据。
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
在多用户场景下，绿电直连项目需承担资源聚合、市场交易及协同调度等多重职能。面对价格、出力与负荷的“三重不确定性”，交易能力已成为获取超额收益的核心。交易能力可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：涵盖风光出力、负荷偏差及现货价格预测。精准预测是抢占定价主动权的前提。
二是报价策略能力：决定资源转化为价格的效率。策略包括日前优化、分时段报价及弃电模型纳入，直接影响市场竞争位次。
三是灵活性调度能力：核心是将价格波动转化为收益。需统筹储能充放电、负荷调节及限发策略，在峰谷价差中灵活切换。
四是风险控制能力：项目的安全底线。聚焦现货偏差、价格波动及考核机制的综合管控，偏差控制越强，抗冲击能力越佳。
四项能力的协同水平决定了项目的市场竞争力与长期存续能力，任何短板均会拉低整体表现。
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
内部机制的核心在于平衡电源、负荷、电网及政府多方诉求，重点解决电价构成、风险分担及收益分配问题。
首先，电价构成包含三部分：一是参考市场均价形成的电能量价格，通过 PPA 锁定；二是向电网缴纳的系统服务费，补偿备用及安全成本；三是绿证与碳减排带来的环境价值。
其次，风险分担遵循“谁产生、谁负责”：发电侧承担预测偏差与弃电风险；负荷侧承担曲线调整及部分价格波动风险；电网侧负责频率电压稳定等安全兜底。
再次，收益分配细分为四类：一是基础收益，确保发电侧 IRR 与用户侧低价双赢；二是浮动收益，来自现货套利等额外收益，按比例分配；三是系统价值收益，源自辅助服务等，按实际贡献分配；四是绿色收益，含绿证与碳资产，通常优先归属用户或协商分成。
最后，构建三层保障体系：合同层明确规则，执行层依托源网荷储协同与电网调度，结算层搭建多维模型完成对内划分，确保机制稳定运行。
图 3 绿电直连风险收益分配机制与三层保障体系
结语
审批建设仅是起步，协同利益主体并在复杂市场中持续运营才是关键。项目需明确入市方式与结算科目，通过合同、调度与结算机制厘清权责，并持续提升预测、报价、调度与风控四项核心能力。唯有规则清晰、能力匹配，绿电直连项目方能实现从“建得成”到“稳得住、可持续”的跨越，达成多方共赢。
作者：王亚茹
审核：章胜
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