一文了解丨綠電直連自發自用，為何仍要繳納輸配電費？

來源：市場資訊

（來源：北極星電力市場網）

有讀者希望我解釋下：綠電直連項目，自發自用電量為什么還要交給電網公司輸配電費。

本期從政策溯源、案例測算、技術約束、電網投資四個角度做個分析。

（來源：魚眼看電改 作者：俞慶）

綠電直連項目的類型

綠電直連項目分為兩類，離網型和并網型。

離網型項目原則上可以不用交輸配電費，這里只討論點對點并網型綠電直連項目，大致的項目形態如下：

政策溯源

綠電直連本質上類似企業“自備電廠”，所以政策思路可以上溯到自備電廠繳納的備用容量費。

2015年中發〔2015〕9號文及其配套文件《關于加強和規范燃煤自備電廠監督管理的指導意見》明確：擁有燃煤自備電廠的企業應按規定承擔政府性基金及附加、政策性交叉補貼和系統備用費。

自備電廠的電力用戶，需要向電網公司繳納系統備用費，其本質邏輯是對公共電網在自備機組檢修、故障停機、出力不足時提供“備用通道”的對價。

綠電直連項目本質上是燃煤自備電廠模式在新能源時代的延伸——電源類型變了，但電力用戶有自己的電源，但它與電網公司的供電關系并沒有本質變化。

綠電直連對電網的依賴程度，可能要更高一些，因為燃煤自備機組可控、可調，具備電壓頻率的調節能力，且自備容量能夠隨時（部分）替代對電網的供電需求，不受天氣因素影響，而風電、光伏出力隨機波動，對公共電網的依賴度反而更高。

因此650號文明確：“綠電直連項目應按國務院價格、財政主管部門相關規定繳納輸配電費、系統運行費用、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用，各地不得違反國家規定減免有關費用。”

案例測算

這里我們假設一個理想化的項目，不考慮項目經濟性約束，只看電力電量是否滿足企業生產用電的平衡要求：

假設某用電企業報裝容量10MW，全年平均負荷率70%（平均負荷7MW），每年若干小時達到最大負荷，即100%報裝容量；

現該企業打算配套50MW光伏+50MW/200MWh儲能（系統倍率4小時），申請并網型綠電直連項目。

3.1、年度電量平衡的測算

按光伏年等效小時數1300小時估算（中東部地區理想情況）：

光伏年發電量約65000MWh，用戶年用電量7MW×8760h約等于 61320MWh，光伏裝機容量是負荷的5倍、理論上儲能年充放電量是企業年用電量的1.2倍。

從電量平衡上看光+儲的配置，完全可以滿足企業生產用電需求。

3.2、夏季晴天典型工作日的電力平衡

最理想的一種天氣下，我們以天為單位，推演電力平衡的情況。

圖中洋紅色，最粗的那根曲線是用戶的用電日負荷曲線，為了滿足這條曲線，光儲的工作狀態如下：

0~6時：用戶處于夜間低谷（4~5MW），光伏零出力，儲能從約30 MWh起放電，至6時左右SOC接近耗盡；

7~17時：光伏出力攀升，光伏供負荷的份額僅占光伏當日發電量的 29%，其余約61%全部用于給儲能充電，約14時儲能充滿至200MWh，此后多余光伏出力可以“不超過20%電量的余電上網”；

其中15時：用戶進入當日最大負荷10MW，此時光伏出力仍有30MW以上，負荷峰值由光伏直供即可覆蓋；

17~23時：光伏退出，儲能從滿電狀態向晚間負荷放電至次日凌晨。

晴天每日342MWh光伏發電中，直供負荷98MWh、向儲能充電210MWh、上網/棄光34MWh——光伏在中午時段的功率遠超用戶負荷，儲能承擔了消納光伏，在時間上平移光伏出力的作用。

在這種理想的天氣下，可以不用從電網下一度電，完美實現光儲+負荷的自平衡，但是需要電網提供電壓/頻率的參考，光伏和儲能只進行隨網運行。

3.3、陰雨天典型工作日的電力平衡

如果遇到單日，或者連續若干日的陰/雨天氣，綠電直連項目的電力平衡場景如下：

陰雨、霧霾、雨季等連續低出力工況。當光伏日內最大出力降至12%左右、且儲能進入連續陰雨期的第2~3日時（前夜儲能放空，白天又無法補滿），傍晚后整段時段完全依賴電網；如果發生連續3~5天光伏低出力情況下，單純依靠200MWh儲能完全無法跨越缺口。

3.4、考慮天氣原因后的電力電量平衡

從電量平衡的維度看，考慮氣候因素后，綠電直連項目具備88%年度電量自給能力。

考慮天氣因素后，實際的年度電量平衡計劃是這樣的：

從電力平衡的維度看，一旦遭遇持續陰雨疊加峰荷的極端組合，綠電直連項目自身供電能力不足30%，所以項目容量層面對電網的需求，依然要按照完全沒有光伏出力、儲能完全耗盡的最不利場景配置（除非連續2-3天陰雨情況下，企業基本停工停產）。

無論綠電直連電量自給率多高，用戶的接網容量需要按10MW進行申請，而電網公司也必須按照用戶報裝容量配置電網資源，以保證用戶的供電。

雖然從全年來看只有12%的電量，大約7300MWh是從電網下電，按照7MW（70%的平均負荷率，10MW最大負荷），一年只有大致1000小時，但是電網的供電容量必須保證10MW的供電能力、供電質量和供電可靠性。

這就是1192號文將輸配電費繳費基準從下網電量改為接網容量的內在邏輯。

并網型綠電項目是主流的原因

理論上可以做到100%的綠電直連自用率，但是從工程實際來看，絕大部分項目依然采用并網型。原因如下：

4.1、極端工況的邊際成本問題

項目最大負荷時段往往伴隨極端氣候（高溫、寒潮）。要使電源能夠在年8760小時中的最差時段仍能100%供電，需按“最不利出力×最大負荷”配置電源和儲能，邊際成本急劇上升。

以本案例為例，若要將自給率從88%提高到100%，儲能容量需要從200MWh擴張到1000MWh以上，單位增量電量的儲能成本可能超過2元/千瓦時，遠超公共電網用電的邊際成本。

4.2、電能質量

離網系統中，新能源逆變器、儲能PCS必須自行承擔電壓調節、頻率調節、有功無功控制等功能，逆變器和PCS需要選擇構網型架構。

在弱電源系統下，新能源出力波動、PCS切換、負荷投切都可能引發電壓閃變、諧波超標、頻率越限——已有用電企業（并網型光伏項目）因新能源電源諧波超標導致設備故障的案例發生。

公共電網提供的電壓-頻率支持等電能質量服務，是綠電直連項目是很難被替代的"公共服務"。

4.3、供電可靠性服務

我國110kV及以上電網年平均供電可靠性普遍在99.95%以上（A類供電區域可達99.99%）。

離網型項目若無柴油發電機等保安電源，可靠性難以保證，即便有的話全壽命周期成本也很高。

4.4、黑啟動能力

單一新能源+儲能系統不具備黑啟動能力，一旦擾動導致全停，需要外部電源支撐才能重新建立電壓頻率。這一點在工業用戶場景下尤其重要。

正因如此，650號文一方面允許離網型綠電直連作為一種合規模式，另一方面將主要規范精力放在并網型上——并網型不僅是市場的選擇，也是技術與經濟的必然。

“一口價”輸配電費的成因

5.1、一口價的輸配電費

綠電直連項目業主，除了正常的容需量電費外，不再按照原有的度電電量繳納輸配電費（下網一度電交一度電的輸配電費），而是“一口價”繳納輸配電費=報裝容量*730小時*當地平均負荷率*受電電壓等級的輸配電價。

一些讀者對此表示不解：綠電直連項目內部自發自用的電量，憑什么還要給電網交錢？

5.2、電網的資源配置規劃

這里的矛盾在于，電網按照“容載比*需用系數*同時系數”，為綠電直連用戶配置了輸電和供電資源。

從電網規劃的角度，對單個10MW綠電直連用戶而言，電網仍需在該用戶接網的電網側，準備約12~22MVA的變電容量（含N-1備用），高壓配電線路、保護配置、調度通信均需按“用戶全部依賴電網”的最差場景設計。

這是因為：電網不能假設你的光伏一定在發電、儲能一定有電量、用電曲線一定按計劃走。

即使有所謂的“容量折扣”，實質上是規劃階段同時率與需用系數的折算，實際上無法減少為單個用戶必須預留的固定資產投資。

5.3、極低的資產利用率

上述電網測資產資源，在傳統工商業用戶場景下，能夠基于輸配電價政策，通過較高的設備利用率（年利用小時數4000~6000h）和較高的電量電價回收。

而綠電直連用戶由于自發自用比例高，下網電量大幅減少，上述項目大致一年只有12%的電量，1000小時左右的電網側資源利用小時數，按現行兩部制輸配電價（電量電費占大頭，電量電費是用一度算一度的）測算，回收水平遠低于固定資產投入。

5.4、一口價模式的原因

電網的苦衷也在于此：

一是資源要滿配；二是資產利用率只有1000/8760，即12%不到的年利用率（無法滿足國資委對電網企業資產利用率的項目考核要求）；三是按現有輸配電價政策，大部分以度電為計價單位的輸配電費無法回收成本。

以上述10MW（假定為110kV受電電壓）用戶、輸配電電量電價0.10 元/kWh、容量電價30元/kVA·月估算

也就是綠電直連項目，如果按度電收取輸配電費，電網實際形成了539萬元回收缺口。

所以政策討論的結果是，根據1192號文的政策，電網公司按照“容需量+一口價輸配電費（電量電費包干制）”，這種模式才能回收成本獲得準許收益率（監管收益率6%）。

同時文件規定下網電量不再繳納系統備用費和輸配環節電量電費——避免了對電力用戶的重復計費，又平衡了電網的資產成本回收需求。

總結

綠電直連繳納輸配電費的合理性可歸納為一句話：

用戶自有電源解決的是物理可溯源的綠電電量問題，公共電網兜底的是容量與可靠性問題。

這兩件事在物理上是不同的服務，在經濟上必須分別定價。

1192號文將輸配電費繳費基準從“電量”轉向“接網容量”，讓價格機制與公共電網提供的服務屬性更加一致——既保護了電網企業固定資產的合理回收，也保留了項目通過合理壓縮接網容量、配置儲能、參與市場來降低用電成本的空間。

理解這一邏輯，“為什么要交輸配電費”就不再是爭議，而是綠電直連可持續發展的制度基礎。

會議推薦

為搶抓新能源參與電力市場、綠電直連項目建設、零碳園區建設、新型儲能等新業態帶來的發展機遇，助力新型能源體系構建，在榆林市發展和改革委員會、榆林市國有資產監督管理委員會指導下，由榆林電力投資有限責任公司主辦、北極星電力網聯合主辦的“仟瓦時”電力講堂暨綠電直連等新型配售電生態發展大會，將于2026年6月11—12日在陜西省榆林市隆重召開。

注：本次會議為榆林市發展改革委員會“發改大講堂”，榆林市國有資產委員會“三進一帶惠企助企”公益會議，免參會費（差旅及食宿費用自理）。參會單位限2名人員參會，經主辦方審核確認后免費參會。

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