中國儲能網(wǎng)訊：
01 項目假設邊界條件
山東綠電直連項目，項目總年用電量為5億kWh，平均負荷為63MW左右，負荷晝夜分布較為均衡，企業(yè)在負荷側(cè)建設一座110千伏的總降壓站，變壓器容量為2*63MVA，電壓比為110/10kV，電源側(cè)擬投資建設光伏電站容量為400MW，儲能200MW/800MWh，并配套建設110千伏升壓站一座，通過110千伏線路向負荷側(cè)的企業(yè)總降壓站供應綠電。整個綠電直連項目設置一臺63MVA的變壓器與電網(wǎng)相連，作為綠電直連項目的備用容量。
政策依據(jù)為《國家發(fā)展改革委國家能源局《關于完善價格機制促進新能源發(fā)電就近消納的通知》發(fā)改價格〔2025〕1192號》及《山東省有序推動綠電直連發(fā)展實施方案》。
02 山東省工商業(yè)用戶的電價構成
山東省工商業(yè)電價體系已從傳統(tǒng)的單一制電價向兩部制電價轉(zhuǎn)型，電價構成見下表，工商業(yè)用戶電價主要由工商業(yè)購電電價、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用、輸配電價、系統(tǒng)運行費用和政府性基金及附加組成。
工商業(yè)電價執(zhí)行分時電價政策，根據(jù)魯發(fā)改價格〔2023〕914號文件，山東電網(wǎng)已優(yōu)化工商業(yè)分時電價政策，將電價時段劃分為尖峰、高峰、平段、低谷、深谷五個時段，按照不同季節(jié)的供需特性動態(tài)調(diào)整。以山東省2025年11月份為例，110kV兩部電價的容（需）量電價-容量電價為22元/kVA，容量補償電價為0.0705元/kVA，輸配電價為0.1191元，政府性基金及附加0.02717元，系統(tǒng)運行費用折合度電水平（綜合累計）0.0209元，上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用折價0.0118元，當月平均購電價格0.4296元。山東省2025年11月份工商業(yè)電價構成如下：
2025年山東省國家電網(wǎng)公司全年的尖峰平谷加權電價為0.639元/kWh。
03 綠電直連項目需繳納的各項稅費
根據(jù)1192號文規(guī)定，綠電直連項目的輸配電費機制有兩種選擇方式：單一容量制和兩部制。單一容量制是按項目接入公共電網(wǎng)的容量收取費用，同時根據(jù)平均負荷率折算部分電量電價。具體計算公式為：月度容（需）量電費=按現(xiàn)行政策繳納的容（需）量電費+所在電壓等級現(xiàn)行電量電價標準×平均負荷率×730小時×接入公共電網(wǎng)容量 。該模式下，自發(fā)自用部分按需（容）量繳納輸配電費，下網(wǎng)電量不再繳納系統(tǒng)備用費和輸配環(huán)節(jié)的電量電費。
1.輸配電費：僅需按容（需）量繳納，不重復繳納電量電費和系統(tǒng)備用費。根據(jù)公式：容（需）量電費=按現(xiàn)行政策繳納的容（需）量電費＋所在電壓等級現(xiàn)行電量電價標準×平均負荷率×730小時×接入公共電網(wǎng)容量。以山東省為例，110千伏電壓等級容量電價為22元/千伏安·月，需量電價為35.2元/千瓦·月。
2.政府性基金及附加：山東需按0.0272元/千瓦時繳納，包含可再生能源附加、重大水利基金等。
3.系統(tǒng)運行費用：1192號文對系統(tǒng)運行費的說明如下：“項目使用公共電網(wǎng)時視同工商業(yè)用戶，暫按下網(wǎng)電量繳納系統(tǒng)運行費，逐步向按占用容量等方式繳費過渡；暫免繳納自發(fā)自用電量的政策性交叉補貼新增損益?！毕到y(tǒng)運行費一般是按月測算，由全體工商業(yè)用戶分攤。系統(tǒng)運行費一般包括容量電費（煤電、抽蓄、氣電）、輔助服務費用、交叉補貼新增損益等，每個省份包含的種類略有區(qū)別，系統(tǒng)運行費水平也不一樣。文中提到的“政策性交叉補貼新增損益”，一般指的是為保障居民、農(nóng)業(yè)用電價格穩(wěn)定而產(chǎn)生的新增損益，由全體工商業(yè)用戶分攤或分享。
04 綠電直連項目整體發(fā)用電價格分析
綠電直連項目需滿足新能源年自發(fā)自用電量占總可用發(fā)電量的比例不低于60%，占總用電量的比例不低于30%，2030年前不低于35%；上網(wǎng)電量占總可用發(fā)電量的比例上限不超過20%。項目應當具備分表計量條件，由電網(wǎng)企業(yè)在發(fā)電、廠用電、并網(wǎng)、自發(fā)自用、儲能等關口安裝計量裝置，準確計量各環(huán)節(jié)電量數(shù)據(jù)。
綠電直連項目的企業(yè)用戶與電源投資方作為一個整體用戶，上網(wǎng)電量+下網(wǎng)電量+自發(fā)自用電量。
上網(wǎng)電量：項目作為整體，參與電力市場，且只有在現(xiàn)貨連續(xù)運行地區(qū)，才能開展結算。本項目暫不考慮上網(wǎng)電量的電價及結算。
下網(wǎng)電量的用電價格直接參與市場交易，不得由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。下網(wǎng)電量價格=市場化電量電價+系統(tǒng)運行費+線損+政府性基金及附加。
對自發(fā)自用電量，1192號文在提出新的“容（需）量電費”輸配繳費模式的同時，并沒有否定原來的“兩部制輸配電價”模式，提出對可靠性要求高、按要求需進行容量備份的項目，可選擇繼續(xù)按現(xiàn)行兩部制輸配電價模式繳費，用戶可根據(jù)自身情況選擇。
只有采用兩部制模式繳費輸配電價的項目，自發(fā)自用電量也計入電量輸配電價中；本項目不采用兩部制模式，自發(fā)自用電量不用繳納系統(tǒng)運行費及政府基金及附加。
05 電價測算及對比分析
基準方案：按傳統(tǒng)的兩部制電價模式，110千伏變壓器按63MVA接入電網(wǎng)，年平均負荷按90%考慮，參考2025年山東省全年電價作為測算依據(jù)。
綠電方案考慮四種方式分別為：63MVA接網(wǎng)，30%自發(fā)自用比例；50MVA接網(wǎng)，30%自發(fā)自用比例；50MVA接網(wǎng)，70%自發(fā)自用比例；63MVA接網(wǎng)，70%自發(fā)自用比例。
當綠電價格為0.4元/kW時，四種綠電方案與基準方案（常規(guī)接網(wǎng)）的購電成本對比如下：
當綠電價格為0.5元/kW時，四種綠電方案與基準方案（常規(guī)接網(wǎng)）的購電成本對比如下：
06 綠電項目的敏感分析及建議
（1）綠電直連整體項目與電網(wǎng)的接入（備用）容量大小對項目的經(jīng)濟性影響很大，通過配置儲能來優(yōu)化項目的電網(wǎng)備用容量，越小的接網(wǎng)容量經(jīng)濟性越好；
（2）電源項目的風光儲+接網(wǎng)容量的優(yōu)化很重要，即要保證項目的供電可靠性，又要保證足夠低的綠電度電成本與輸配電費；
（3）項目綠電的自發(fā)自用比例越高，項目的經(jīng)濟性越好；
（4）綠電直連系統(tǒng)是一個多目標優(yōu)化的微電網(wǎng)系統(tǒng)，基于最優(yōu)的度電成本與供電可靠性之間有所舍??；
（5）負荷側(cè)的調(diào)度與管理能力對項目的經(jīng)濟性影響很重要，電源投資方要深刻了解生產(chǎn)工藝及負荷，在安全生產(chǎn)的前提下，以確定項目配儲與電網(wǎng)備用容量；
（6）項目在實際運營中，負荷與發(fā)電預測，市場交易能力，以及源網(wǎng)荷儲的統(tǒng)一調(diào)度至關重要，電源側(cè)與負荷側(cè)須通力合作；
（7）電源投資方與負荷方的長期供電價格是項目成功的關鍵，這是零或游戲，厚此薄彼的關系，有一個基于雙方利益的平衡點；
（8）政策的影響、外部的條件變化對項目的收益影響很大，項目的綠電供電電價要有調(diào)整的觸發(fā)條件，并在“荷隨源動”的調(diào)度機制里，雙方應有相應的電價利益分享機制。
