◆ 绿电直连经济评价
填报模式
造价与财务
经济评价结果
到户电价构成对比
现金流
政策依据：《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688 号）。数据说明：输配电价与分时电价为示例值，请以本省最新文件为准。
◆ 多用户负荷互补
用户组合配置
聚合效果
同时率 = 聚合后最大负荷 ÷ 各用户最大负荷之和。同时率越低，说明用户间负荷错峰效果越好，可显著降低供电容量需求与储能配置。
用户明细与消纳匹配
说明：688 号文允许新能源通过专线向多个用户直接供电。多用户负荷互补（白天用电多与夜间用电多组合）可使聚合负荷曲线更平稳，提升绿电利用率、降低投资风险。
◆ 绿电溯源核算
溯源参数
溯源结果
逐时匹配：每个小时的新能源出力只能抵消同一小时的用电量，是欧盟「分时匹配」（24/7 CFE）的严格口径。年度总量匹配：仅要求全年绿电总量 ≥ 用电总量，是常见的宽松口径。两者差距反映「名义绿电」与「实际绿电」的偏离。
月度溯源明细
说明：688 号文要求建立绿电溯源机制。逐时匹配是国际上日益受认可的高标准口径（如 Google 的 24/7 无碳能源目标），能真实反映绿电消费的时空匹配程度。
◆ 零碳园区能碳核算
园区能耗
减排措施
碳排放核算
排放构成与中和路径
数据来源：①电力 0.5306 kgCO₂/kWh — 生态环境部、国家统计局《2023 年全国电力平均二氧化碳排放因子》（2026 年 1 月发布）；CCER 减排量另按《温室气体自愿减排项目方法学·并网可再生能源发电》以区域电网基准线排放因子(EF_grid)计算，EF_grid 年度更新详见国家温室气体排放因子库 data.ncsc.org.cn；②热力 0.11 tCO₂/GJ — 《省级温室气体清单编制指南》外购热力缺省值；③蒸汽 0.304 tCO₂/t = 0.11 tCO₂/GJ × 2.76 GJ/t（0.8MPa 饱和蒸汽焓值折算）；④天然气 2.162 kgCO₂/m³、柴油 3.096 tCO₂/t — GB/T 32151 缺省碳含量折算。
核算边界：范围一（化石燃料直接排放：天然气、柴油）+ 范围二（外购电力、热力、蒸汽间接排放）。电气化替代仅作用于「热力」条目；园区若计划以电极锅炉／高温热泵替代外购蒸汽，须先按 1 t ≈ 2.76 GJ 折入热力。国家级零碳园区申报以官方核算指南为准。
核算边界：范围一（化石燃料直接排放：天然气、柴油）+ 范围二（外购电力、热力、蒸汽间接排放）。电气化替代仅作用于「热力」条目；园区若计划以电极锅炉／高温热泵替代外购蒸汽，须先按 1 t ≈ 2.76 GJ 折入热力。国家级零碳园区申报以官方核算指南为准。
◆ 直连 vs 并网对比
对比参数
路径对比
说明：绿电直连的核心优势在于免收或减收输配电价与政府性基金，代价是需要承担专线投资与系统备用费。用电规模大、负荷稳定、且新能源与负荷匹配度高的项目更适合直连。