来源：市场资讯
（来源：北极星电力市场网）
有读者希望我解释下：绿电直连项目，自发自用电量为什么还要交给电网公司输配电费。
本期从政策溯源、案例测算、技术约束、电网投资四个角度做个分析。
（来源：鱼眼看电改 作者：俞庆）
绿电直连项目的类型
绿电直连项目分为两类，离网型和并网型。
离网型项目原则上可以不用交输配电费，这里只讨论点对点并网型绿电直连项目，大致的项目形态如下：
政策溯源
绿电直连本质上类似企业“自备电厂”，所以政策思路可以上溯到自备电厂缴纳的备用容量费。
2015年中发〔2015〕9号文及其配套文件《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》明确：拥有燃煤自备电厂的企业应按规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴和系统备用费。
自备电厂的电力用户，需要向电网公司缴纳系统备用费，其本质逻辑是对公共电网在自备机组检修、故障停机、出力不足时提供“备用通道”的对价。
绿电直连项目本质上是燃煤自备电厂模式在新能源时代的延伸——电源类型变了，但电力用户有自己的电源，但它与电网公司的供电关系并没有本质变化。
绿电直连对电网的依赖程度，可能要更高一些，因为燃煤自备机组可控、可调，具备电压频率的调节能力，且自备容量能够随时（部分）替代对电网的供电需求，不受天气因素影响，而风电、光伏出力随机波动，对公共电网的依赖度反而更高。
因此650号文明确：“绿电直连项目应按国务院价格、财政主管部门相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用，各地不得违反国家规定减免有关费用。”
案例测算
这里我们假设一个理想化的项目，不考虑项目经济性约束，只看电力电量是否满足企业生产用电的平衡要求：
假设某用电企业报装容量10MW，全年平均负荷率70%（平均负荷7MW），每年若干小时达到最大负荷，即100%报装容量；
现该企业打算配套50MW光伏+50MW/200MWh储能（系统倍率4小时），申请并网型绿电直连项目。
3.1、年度电量平衡的测算
按光伏年等效小时数1300小时估算（中东部地区理想情况）：
光伏年发电量约65000MWh，用户年用电量7MW×8760h约等于 61320MWh，光伏装机容量是负荷的5倍、理论上储能年充放电量是企业年用电量的1.2倍。
从电量平衡上看光+储的配置，完全可以满足企业生产用电需求。
3.2、夏季晴天典型工作日的电力平衡
最理想的一种天气下，我们以天为单位，推演电力平衡的情况。
图中洋红色，最粗的那根曲线是用户的用电日负荷曲线，为了满足这条曲线，光储的工作状态如下：
0~6时：用户处于夜间低谷（4~5MW），光伏零出力，储能从约30 MWh起放电，至6时左右SOC接近耗尽；
7~17时：光伏出力攀升，光伏供负荷的份额仅占光伏当日发电量的 29%，其余约61%全部用于给储能充电，约14时储能充满至200MWh，此后多余光伏出力可以“不超过20%电量的余电上网”；
其中15时：用户进入当日最大负荷10MW，此时光伏出力仍有30MW以上，负荷峰值由光伏直供即可覆盖；
17~23时：光伏退出，储能从满电状态向晚间负荷放电至次日凌晨。
晴天每日342MWh光伏发电中，直供负荷98MWh、向储能充电210MWh、上网/弃光34MWh——光伏在中午时段的功率远超用户负荷，储能承担了消纳光伏，在时间上平移光伏出力的作用。
在这种理想的天气下，可以不用从电网下一度电，完美实现光储+负荷的自平衡，但是需要电网提供电压/频率的参考，光伏和储能只进行随网运行。
3.3、阴雨天典型工作日的电力平衡
如果遇到单日，或者连续若干日的阴/雨天气，绿电直连项目的电力平衡场景如下：
阴雨、雾霾、雨季等连续低出力工况。当光伏日内最大出力降至12%左右、且储能进入连续阴雨期的第2~3日时（前夜储能放空，白天又无法补满），傍晚后整段时段完全依赖电网；如果发生连续3~5天光伏低出力情况下，单纯依靠200MWh储能完全无法跨越缺口。
3.4、考虑天气原因后的电力电量平衡
从电量平衡的维度看，考虑气候因素后，绿电直连项目具备88%年度电量自给能力。
考虑天气因素后，实际的年度电量平衡计划是这样的：
从电力平衡的维度看，一旦遭遇持续阴雨叠加峰荷的极端组合，绿电直连项目自身供电能力不足30%，所以项目容量层面对电网的需求，依然要按照完全没有光伏出力、储能完全耗尽的最不利场景配置（除非连续2-3天阴雨情况下，企业基本停工停产）。
无论绿电直连电量自给率多高，用户的接网容量需要按10MW进行申请，而电网公司也必须按照用户报装容量配置电网资源，以保证用户的供电。
虽然从全年来看只有12%的电量，大约7300MWh是从电网下电，按照7MW（70%的平均负荷率，10MW最大负荷），一年只有大致1000小时，但是电网的供电容量必须保证10MW的供电能力、供电质量和供电可靠性。
这就是1192号文将输配电费缴费基准从下网电量改为接网容量的内在逻辑。
并网型绿电项目是主流的原因
理论上可以做到100%的绿电直连自用率，但是从工程实际来看，绝大部分项目依然采用并网型。原因如下：
4.1、极端工况的边际成本问题
项目最大负荷时段往往伴随极端气候（高温、寒潮）。要使电源能够在年8760小时中的最差时段仍能100%供电，需按“最不利出力×最大负荷”配置电源和储能，边际成本急剧上升。
以本案例为例，若要将自给率从88%提高到100%，储能容量需要从200MWh扩张到1000MWh以上，单位增量电量的储能成本可能超过2元/千瓦时，远超公共电网用电的边际成本。
4.2、电能质量
离网系统中，新能源逆变器、储能PCS必须自行承担电压调节、频率调节、有功无功控制等功能，逆变器和PCS需要选择构网型架构。
在弱电源系统下，新能源出力波动、PCS切换、负荷投切都可能引发电压闪变、谐波超标、频率越限——已有用电企业（并网型光伏项目）因新能源电源谐波超标导致设备故障的案例发生。
公共电网提供的电压-频率支持等电能质量服务，是绿电直连项目是很难被替代的"公共服务"。
4.3、供电可靠性服务
我国110kV及以上电网年平均供电可靠性普遍在99.95%以上（A类供电区域可达99.99%）。
离网型项目若无柴油发电机等保安电源，可靠性难以保证，即便有的话全寿命周期成本也很高。
4.4、黑启动能力
单一新能源+储能系统不具备黑启动能力，一旦扰动导致全停，需要外部电源支撑才能重新建立电压频率。这一点在工业用户场景下尤其重要。
正因如此，650号文一方面允许离网型绿电直连作为一种合规模式，另一方面将主要规范精力放在并网型上——并网型不仅是市场的选择，也是技术与经济的必然。
“一口价”输配电费的成因
5.1、一口价的输配电费
绿电直连项目业主，除了正常的容需量电费外，不再按照原有的度电电量缴纳输配电费（下网一度电交一度电的输配电费），而是“一口价”缴纳输配电费=报装容量*730小时*当地平均负荷率*受电电压等级的输配电价。
一些读者对此表示不解：绿电直连项目内部自发自用的电量，凭什么还要给电网交钱？
5.2、电网的资源配置规划
这里的矛盾在于，电网按照“容载比*需用系数*同时系数”，为绿电直连用户配置了输电和供电资源。
从电网规划的角度，对单个10MW绿电直连用户而言，电网仍需在该用户接网的电网侧，准备约12~22MVA的变电容量（含N-1备用），高压配电线路、保护配置、调度通信均需按“用户全部依赖电网”的最差场景设计。
这是因为：电网不能假设你的光伏一定在发电、储能一定有电量、用电曲线一定按计划走。
即使有所谓的“容量折扣”，实质上是规划阶段同时率与需用系数的折算，实际上无法减少为单个用户必须预留的固定资产投资。
5.3、极低的资产利用率
上述电网测资产资源，在传统工商业用户场景下，能够基于输配电价政策，通过较高的设备利用率（年利用小时数4000~6000h）和较高的电量电价回收。
而绿电直连用户由于自发自用比例高，下网电量大幅减少，上述项目大致一年只有12%的电量，1000小时左右的电网侧资源利用小时数，按现行两部制输配电价（电量电费占大头，电量电费是用一度算一度的）测算，回收水平远低于固定资产投入。
5.4、一口价模式的原因
电网的苦衷也在于此：
一是资源要满配；二是资产利用率只有1000/8760，即12%不到的年利用率（无法满足国资委对电网企业资产利用率的项目考核要求）；三是按现有输配电价政策，大部分以度电为计价单位的输配电费无法回收成本。
以上述10MW（假定为110kV受电电压）用户、输配电电量电价0.10 元/kWh、容量电价30元/kVA·月估算
也就是绿电直连项目，如果按度电收取输配电费，电网实际形成了539万元回收缺口。
所以政策讨论的结果是，根据1192号文的政策，电网公司按照“容需量+一口价输配电费（电量电费包干制）”，这种模式才能回收成本获得准许收益率（监管收益率6%）。
同时文件规定下网电量不再缴纳系统备用费和输配环节电量电费——避免了对电力用户的重复计费，又平衡了电网的资产成本回收需求。
总结
绿电直连缴纳输配电费的合理性可归纳为一句话：
用户自有电源解决的是物理可溯源的绿电电量问题，公共电网兜底的是容量与可靠性问题。
这两件事在物理上是不同的服务，在经济上必须分别定价。
1192号文将输配电费缴费基准从“电量”转向“接网容量”，让价格机制与公共电网提供的服务属性更加一致——既保护了电网企业固定资产的合理回收，也保留了项目通过合理压缩接网容量、配置储能、参与市场来降低用电成本的空间。
理解这一逻辑，“为什么要交输配电费”就不再是争议，而是绿电直连可持续发展的制度基础。
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