绿电园区的5种配电网典型模式解析

在我国积极推动绿色能源发展与节能减排的大背景下，绿电园区已成为实现产业绿色转型的关键所在。配电网作为绿电园区能源供应的重要组成，其建设成效直接关系到园区能源供应的稳定性、清洁能源的消纳效率以及可持续发展的进程。结合当前的政策要求，绿电园区内的配电网主要有增量配电网、智能微电网、传统配电网等5种建设模式。由于各行业出口型企业在绿电溯源方面所面临的约束性要求存在差异，本文暂不讨论各种模式在绿电溯源方面的风险。下文将针对适用范围、投资主体及投资模式、优劣势等方面对增量配电网、智能微电网、传统配电网等5种建设模式展开分析。

（来源：配售电研究中心 作者：吴俊宏、张允）

模式1：新能源直连用户，且线路由新能源方投资建设

（1）适用范围

该模式主要适用于单一用户场景，能够实现新能源与用户的直接对接，减少中间环节。

（2）投资主体及投资模式

新能源企业负责投资建设新能源送出线路，直接将新能源项目接入用户侧。从新能源项目的开发建设到送出线路工程，全部由新能源企业自行投资，这种投资模式使得新能源企业对项目的掌控力较强。

（3）优劣势分析

1）经济性

对于电力用户而言，直接接入新能源项目后，可与新能源发电企业直接签订购售电协议。类似于自发自用的新能源形式，对于用户而言，能显著节省电费成本。但根据《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）要求，新能源项目（风电、太阳能发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。从发展的角度来看，若未来用户与新能源分别作为市场主体参与市场的话，用户获得的购电价格则为通过市场形成的交易电价。

若用户与新能源项目想要通过低于市场交易电价的价格进行交易，还需新能源项目与用户在项目内部创新发展可物理执行的直接交易模式，而后新能源与用户作为整体以新型经营主体身份（可参考国能发法改〔2024〕93号中虚拟电厂主体身份或微电网主体身份）参与电力市场。

2）可操作性

2022年5月，《国务院办公厅转发国家发展改革委 国家能源局关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》（国办函〔2022〕39号）文件明确指出：“在具备条件的工业企业、工业园区，加快发展分布式光伏、分散式风电等新能源项目，支持工业绿色微电网和源网荷储一体化项目建设，推进多能互补高效利用，开展新能源电力直供电试点，提高终端用能的新能源电力比重”、“支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，电网企业应采取有效措施确保协议执行”。

这些政策的出台，为新能源直连用户供电模式的实施提供了政策依据和示范，降低了项目实施过程中的政策风险，提高了可操作性。

模式2：新能源直连用户，直连线路由当地电网公司建设

（1）适用范围

该模式主要适用于单一用户场景，能够实现新能源与用户的直接对接，减少中间环节。

（2）投资主体及投资模式

新能源项目直接新建线路接入至用户侧，但新能源送出线路工程由当地电网企业负责投资建设。

（3）优劣势分析

1）经济性

对于电力用户而言，其经济性不及模式1。若未来用户与新能源分别作为市场主体参与市场的话，用户获得的购电价格则为通过市场形成的交易电价。若用户与新能源项目想要通过低于市场交易电价的价格进行交易，还需新能源项目与用户在项目内部创新发展可物理执行的直接交易模式，而后新能源与用户作为整体以新型经营主体身份（可参考国能发法改〔2024〕93号中虚拟电厂主体身份或微电网主体身份）参与电力市场。

对于电网企业而言，建设直连线路需要投入大量资金和资源。若用户用电需求不稳定，或者新能源发电与用户用电匹配度不佳，线路利用率就会受到影响，造成资源浪费。此外，当前新能源直连模式下的输配电价政策尚不完善，电网企业的成本回收存在不确定性。而且该线路资产相对专用化，如果用户出现减产、停产等情况，不仅新能源发电企业的投资成本难以收回，电网企业的线路投资成本也可能面临无法回收的风险。

2）可操作性

与模式1一样，国家及地方出台的相关政策为该模式提供了政策支持，提高了其可操作性。

模式3：增量配电网建设模式

（1）适用范围

适用于园区内存在多个用户、多种电源的复杂场景，能够有效整合资源，实现能源的优化配置。

（2）投资主体及投资模式

根据目前已投运增量配电网项目，投资主体及模式主要可以分为三类，一是地方政府平台及地方国企参与投资，部分或完全控股；二是电网企业与符合条件的社会资本合作成立混合所有制供电公司；三是社会资本投资且完全控股。

同时，根据《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》（发改经体〔2019〕27号）文件规定：“所有新增增量配电业务试点项目，均应依照《招标投标法》及其《实施条例》的有关规定，通过招标等市场化方式公开、公平、公正优选确定项目业主。”本项目未来可作为新增增量配电业务试点项目，通过招标等市场化方式确定项目投资主体。

（3）优劣势分析

1）经济性

对于园区电力用户而言，依据《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》（发改价格规〔2017〕2269号）文件规定“配电网区域内列入试点范围的非水可再生能源或地方电网区域内既有的小水电发电项目与电力用户开展就近交易时，用户仅支付所使用电压等级的配电价格，不承担上一电压等级的输配电价。”在绿电园区采用增量配电网建设模式时，对于未经过国网建设的输配电设施，由绿电园区增量配电网直接输送给用户的风、光等电源电量，用户无需缴纳外部电网输配电费。并且，在保障新能源项目经济效益的前提下，新能源企业可以较低价格向增量配电网内的电力用户售电，进一步降低用户购电成本。

对于增量配电网企业而言，建设配电网的投资较大，回收周期较长，需要保障用户用电的稳定性，才能通过提供配电服务回收投资成本。相较于模式1和模式2，增量配电网内多个用户可利用新能源送出线路消纳新能源电量，避免了新能源送出线路工程资产的专用化，有效降低了新能源送出线路投资方的投资风险。

同时，为减少《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）提出的“新能源项目（风电、太阳能发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成”对用户成本降低的影响。还需创新增量配电网内部电力用户与接入增量配电网电源间的交易模式，发展可物理执行的直接交易模式。而后增量配电网作为整体（含源、荷、储部分）以新型经营主体身份（可参考国能发法改〔2024〕93号中虚拟电厂主体身份或微电网主体身份）参与电力市场。

2）可操作性

自2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）提出增量配电网业务可以有序向社会资本开放以来，国家陆续出台了《有序放开配电网业务管理办法》《增量配电业务配电区域划分实施办法》等文件，构建了一套完整的增量配电业务政策体系，为省级增量配电网的建设和运营提供了政策依据和指导，明确了配电区域划分、电网互联等关键事项，使增量配电网的推进有章可循。

虽然目前增量配电网相关政策和细则已经较为完善，但申报实施仍需和省内增量配电改革的整体部署相关，按照增量配电网建设模式实施的可行性关键还是取决于省里对于绿电园区增量配电网模式的态度。此外，项目执行过程中需完成项目申报、配电区域划分、配电网规划、电网互联等工作，实施程序相对较多。

模式4：智能微电网建设模式

（1）适用范围

适用于园区内存在多个用户、多种电源的场景，能够实现能源的高效利用和灵活调配。

（2）投资主体及投资模式

根据智能微电网的服务对象等不同，可以将其划分为以下两类：

一是单一用户型智能微电网，指单一用户主体内部形成的智能微电网，不涉及多个用户之间的供电、售电等问题。同时，该类智能微电网应包含用户转供电的情况，即对电网公司而言就是同一个电力用户户号，电网公司不干涉其内部的新能源接入和使用。智能微电网内电源和配电网可由电力用户或其它主体投资建设。

二是多用户型智能微电网，指需要投资建设公共配电网向多个用户主体进行供电或售电的智能微电网。智能微电网内电源、配电网可由单一或多主体资本投资。

其中单一用户型智能微电网与模式1和2较为类似，但此模式下单一用户将以新型经营主体身份参与电力市场，且相对灵活，还可以考虑发展多用户型智能微电网，为多个用户供电。

对于智能微电网内部配电网、电源等由拥有配电网经营权的配售电企业统一运营。

（3）优劣势分析

1）经济性

该模式的经济效益与增量配电网建设模式较为相似。在降低用户购电成本、提高新能源消纳效率等方面，二者有诸多共通之处，详见模式3中的相关分析。

2）可操作性

2024年11月，国家能源局发布《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》（国能发法改〔2024〕93号），明确提出将智能微电网作为新型经营主体，原则上可豁免申领电力业务许可证。电力业务许可证的豁免意味着减少了与电网公司协商配电区域、智能微电网开展微电网纳归等复杂流程，更便于项目的操作实施。在明确智能微电网等新型经营主体进入电力市场规则的地方，智能微电网可以依据相关规则作为整体参与地方电力市场。

然而，由于国能发法改〔2024〕93号文件发布时间不长，对于没有发布配套细则的地方，可能存在项目推动过程中因指导细则文件较少而影响项目按照智能微电网模式的开展。

模式5：传统配电网建设模式

（1）适用范围

适用于多用户、多电源的园区场景，能充分利用现有电网资源，保障电力供应的稳定性。

（2）投资主体及投资模式

国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司或其子公司作为投资主体，按照绿电园区需求配套建设相关设施，并负责运营维护。

（3）优劣势分析

1）经济性

《国务院办公厅转发国家发展改革委 国家能源局关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》（国办函〔2022〕39号）明确指出“支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，电网企业应采取有效措施确保协议执行”。对于接入绿电园区的新能源项目可与用户开展直接交易，有助于用户降低用电成本。同样，为减少《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）提出的“新能源项目（风电、太阳能发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成”对用户成本降低的影响。也需创新配电网内部电力用户与接入配电网电源间的交易模式，发展可物理执行的直接交易模式。而后配电网作为整体（含源、荷、储部分）以新型经营主体身份（可参考国能发法改〔2024〕93号中虚拟电厂主体身份或微电网主体身份）参与电力市场。

相较于增量配电网建设模式和智能微电网建设模式，该模式难以降低用户需要承担的输配电费用。

2）可操作性

地方电网公司作为地区大电网的运营者，建设绿电园区配电网时，可直接与自身主网高效连接，不存在外部电网接入的障碍。按照此模式时，绿电园区配电网建设过程中遇到的阻碍相对较小。