绿电直连（中）：自用电量的公平尽责

电源与负荷之间可以通过专用线路跨越实际的物理空间直接互联，更在商品流动和财务结算上绕开了公共电网，这也给源荷之间的双边交易带上了实打实的物理支持，不像在批发市场中的双边协商，仅有金融结算，不具备物理交割。

（来源：微信公众号“黄师傅说电”）

按照文件的顺序，我们也对650号文前五个小节做了解释。

今天的文章主要围绕绿电直连项目的自用电量部分，对照文件中的相关章节，我们一起来看看有关电量和电价都有哪些要求。

做好源荷匹配

(六)做好源荷匹配。

并网型项目应按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型和装机规模。现货市场连续运行地区可采取整体自发自用为主，余电上网为辅的模式;现货市场未连续运行地区，不允许向公共电网反送。

项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。上网电量占总可用发电量的比例上限由各省级能源主管部门结合实际确定，一般不超过20%。

各地可结合项目建设方案中自发自用、上网电量比例和源荷匹配、调节能力等信息，合理设置新能源利用率目标。

650号文对于绿电直连项目余量上网的要求与7号文对大型工商业分布式项目的要求一致。

现货开启的地方，可以采用“自发自用、余量上网”的模式，否则只能“全额自用”。

年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%。

自发自用的电量跨接了电源和负荷，在电源侧其与上网电量一同构成了总发电量，在负荷侧其与下网电量一同构成了总用电量。

从用电量的角度看，总用电量中至少三成要来自于直连项目的电源侧，比例虽然并不算大，但架不住能够适用这种项目的负荷本身体量就很大。

而且，文件也主张这个三成的比例要逐渐提高，到2030年前不低于35%，这类用户超过三分之一的销售电量不再通过公共线路，这对电网来说肯定算是割肉。

但这段中对于允许的上网电量的比例要求和自用比例就有些矛盾，文件要求上网电量占总可用发电量的比例一般不超过20%。

一边是最低60%的自用占比，一边是最高20%的余量上网，如果以后者为准，那岂不是要求自用电量的比例要提高到80%。

思考了一下，我觉得问题可能就出现在“总可用发电量”这个名词上，因为并没有使用总发电量这样的字眼。

可发电量可以理解为理论上的最大发电量，而实际的发电量会因为主动降载而低于这个数值。

如果文件对自用电量不低于60%，且上网电量不高于20%的规定要同时生效，假设一个项目可用发电量为100，如果实发也是这些，且自用70，上网30，那么这就违反了文件的要求。

但如果将实发降低为90，且自用70不变，那么上网变成20后，占比低于20%，就符合文件的要求了。

这也就是说绿电直连的项目电源出力和负荷功率要尽可能匹配，如果因为负荷下降而将产生较大上网电量时，就需要主动降低电源侧的出力。

文件第三大部分“加强运行管理”涉及到第(七)至第(十一)共计5个小节，内容都是有关电网接入以及功率互动的要求，这部分内容我们放在明天的文章里单独细说，先跳到第四大部分“交易与价格机制”，包含第(十二、十三、十四)3个小节。

作为整体参与市场

(十二)作为整体参与市场。

并网型绿电直连项目享有平等的市场地位，按照《电力市场注册基本规则》进行注册，原则上应作为整体参与电力市场交易，根据市场交易结果安排生产，并按照与公共电网的交换功率进行结算。

项目负荷不得由电网企业代理购电。

项目电源和负荷不是同一投资主体的，也可分别注册，以聚合形式参与电力市场交易。

绿直项目如果源荷主体一致，那么要作为一个整体参与市场，不论是下网电量，还是上网电量的结算，都一个户名，和独立储能的结算类似。

但如果源荷非同一主体，也可以分别注册，可以单独参与市场交易也可以通过聚合的形态参与。

总之必须是市场化直接购电的用户，不能是电网代理购电的用户。

合理缴纳相关费用

(十三)合理缴纳相关费用。

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。

首先，文件只提及绿直项目要按规定交xxxx各类费用，但并没有明确根据哪部分量去交。

实际上，从大负荷的角度看，绿直项目的电量由下网电量和自用电量构成，下网电量在交电费时，上述各类费用都在缴纳，其中政策性交叉补贴在省级电网的输配电价中。

所以这段话的确切主语应该是自用电量部分。

类似的表述在7号文的征求意见稿第36条，7号文的正式稿第34条也出现过

分布式光伏发电项目与用户开展专线供电的，发电、用电双方应按照有关规定承担政府性基金及附加、系统备用费、政策性交叉补贴等，公平承担相应的责任和义务。（7号文征求意见稿第36条）

分布式光伏发电项目与用户开展专线供电的，发电、用电双方应当按照有关规定承担输配电费、系统运行费用、政府性基金及附加等，公平承担相应的责任和义务。（7号文正式稿第34条）

正式稿的表述与650号文更贴近，且650号文增加了政策性交叉补贴这一项。

先抛开输配电费和系统运行费，单说政策性交叉补贴和附加基金的话，这就是妥妥的自备电厂自用电量要履行的社会责任。

在15年电改9号文的配套文件《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》第五部分“承担社会责任，缴纳各项费用”中有如下规定：

(一)承担社会责任。

企业自备电厂自发自用电量应承担并足额缴纳国家重大水利工程建设基金、农网还贷资金、可再生能源发展基金、大中型水库移民后期扶持基金和城市公用事业附加等依法合规设立的政府性基金以及政策性交叉补贴，各级地方政府均不得随意减免或选择性征收。

明确了燃煤自备电厂的自用电量应当履行的社会责任，而燃煤自备和绿电直连项目的拓扑结构非常类似，区别在于燃煤自备和负荷在同一用地区域，而绿电直连项目可通过专线连接在不同地块的电源和负荷。

但是二者在电气系统图上却没有任何区别，也就是对于附加基金和交叉补贴也应当成为绿直项目自用电量应该履行的社会责任。

对于附加基金，各地具体科目和数值不尽相同。

对于政策性交叉补贴，第三监管周期各省的省级输配电价中都包含了基期的交叉补贴，部分省份公布了具体的数值，可以作为参考。

而系统运行费这一项比较明确，就是全部工商业用电量需要承担的辅助服务费、各类容量费和损益类费用。

虽然这部分自用电量没有上公网，但因为自身也是大型工商业用电量的身份而要公平尽责，最难说的是输配电费。

输配电费指的啥

最直观的理解就是从电网获取的工商业电量要交的那个省级输配电量电价，不过这只是狭义上的输配电费，我国整个输配电费体系，从物理结构上，从价格结构上都有很多部分，很难说文件里简单的四个字“输配电费”究竟指代的是谁。

省级输配电量电价整体价格包含4部分，分别是省级输配电量电价裸价、基期交叉补贴、区域输电容量电价以及增值税。福建和广东的工商业用户省级输配电价里还包含了一个闽粤联网工程的容量电价。

如果说自用电量也要承担这个费用的话，我觉得站不住脚。

证实不容易，但是从证伪的角度看会有很多不合情理的地方。且不论最终执行的情况如何，但究竟这个输配电费指的是啥却可以引发一下讨论和思考，也有助于我们更好地了解电价结构。

不过先要说个前提，那就是文件中的表述和以及文字不会出现自相矛盾的情况，我们先默认文件的权威性，尝试找到合理的解释，或者把不合理的解释pass掉。

理由1：650号文第(十三)条框定的范围是绿电直连项目，可没有说是并网型还是离网型的，那么可以认为这条二者都适用。

一个离网项目没有上网电量，电源发出来的全部自用。而这些自用电量因为也是工商业电量的身份，所以要去承担“系统运行费、交叉补贴和附加基金”。这是社会责任的要求，而不在于你是否接网，是否用网。

基于此出发，如果离网的自用电量也要交电网的输配电量电价，显然不合理，物理上没有任何借用，而且输配电费可不在社会责任的范围里，若是在的话，燃煤自备电厂的自用电量为何这么多年都没提及呢。

理由2：抛开离网只提并网，假如自用电量按绿直项目同电压等级交输配电费，那么整体自用电量的价格就等于“电能量价格+输配价格+系统运行费+基金”，交叉补贴已经在输配价格里了，就不再列。

相比于负荷直接在电力市场中购电，比较最后的到户电价，结构上仅仅差了一个1~2分的上网线损费。

且不说绿直项目双边协商的电能量价格与电力市场上双边协商出的电能量价格谁高谁低。

为此还要搞个专用线路，线路的固定成本投入以及线损也会成为绿直双边电能量价格的一部分，何况还会有可能发生的系统备用费（下篇文章会解释），显然这样的绿直项目没有任何经济性可言，物理溯源的价值也绝没有那么大。

政策主推一个没有经济效益的方式，不太合理。

理由3：从文件中的抠字眼，省级输配电价中已经包含了交叉补贴，把二者又都列出来是否多此一举呢？

那么可能此输配电费并非是省级输配电价，应该另有其意。

反着解释完，看看可能的正向解释：

第1种：输配电费仅针对的是专线线路的输配电费，因为是专线，就可以根据固定投入，理论线损率和未来的预期电量而测算出具体的输配电价。当然这种方式局限在源荷不是同一主体，且电源投建专线的项目。

这个输配电价可以单独计价，也可以把输配电价和电能量价格放到一起，构成整体的送端价格。

但如果是源荷一体，作为整体的绿直项目，如果还有输配电费要交，恐怕指的就不是这个费用了，所以这种解释虽然可能成立，但也有漏洞。

第2种：交部分输配电费，也就是省级输配电价中只交省级输配部分，或者只交区域容量部分，亦或者是今后各地的细则文件再明确输配电费的具体数值，当做一个补偿性的费用。

但输配电量电费的收取通过的是销售电量，也就是公网的过网电量，且目前尚未发现所谓国务院价格、财政主管部分有关非过网电量应缴纳输配电费的相关规定。

所以这种想法也是处于一种可立可破的状态，而且刚才也说过存在多年的燃煤燃气自备电厂的自用电量也没有提及过这个“待遇”，所以我把这种可能性也暂时排除了。

第3种：第(十三)条整段描述的主体是整体的绿直项目，而输配电费中不仅包含电量电费，还有容需量费用，所以是不是也可以解释为绿直项目要按规定缴纳容需量电费，也就是基本电费。

这种解释可立，但也有一个小漏洞，那就是离网的绿直项目不需要交容需量电费。

而且有关容需量费用虽然在650号文里没有直接提及，但在文件第三大部分“加强运行管理”中也却已经比较明确了基本电费和系统备用费的处理方式，这也是下篇文章要重点分析的点。

综合下来，我暂时的结论就是这个输配电费不是网供电量需要交的那个输配电量电费。

可能是专线单独核定的输配电费，但仅适用于源荷非同一主体，且专线由电源方建设的项目。

亦可能是指代输配容需量电费，但仅适用于并网项目。

不过还是想强调一点，现在讨论对错的意义不大，哪怕官方给出了最终的解释也还是会有各种支持或者反对的声音，所以上述观点仅供参考。

规范计量结算

(十四)规范计量结算。

并网型绿电直连项目以项目接入点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行电费结算。项目应具备分表计量条件，在内部发电、厂用电、自发自用、储能等关口安装符合相关标准和有关部门认可的双向计量装置。禁止绕越装设的各电能计量装置用电。项目电源和负荷不是同一投资主体的，双方之间交易电量及上网电量应按照绿证和绿色电力交易有关规定执行。

因为可能存在的多主体，所以计量装置要齐全，计量点位要能够配合结算的需要。

内部发电、电源厂用电以及储能关口表等不消说，不过这个自发自用的关口怎么确定是我没有想出来的。

一般来说，自发自用的电量只能靠总发电减去总上网，通过二次计算来获取，并不能通过一次计量来获得。

但文件这样写，只能解释为针对全额自用的项目，那么也就意味着通过专线抵达用户侧电网的这块计量表，纯纯的自发自用表。

绿电直连的竞争对手

多年前对燃煤自备电厂自用电量的要求如今也应用到了绿直项目的自用电量中。与常规自发自用的分布式项目相比，大型绿直项目的自用电量要承担更多的责任，也就是要多交几笔费用。

这笔费用在源荷之间就要事前明确责任，这也是文件第2小节所提及的权责对等、合理承担经济责任。

绿直项目的“竞对”还是公共电网，也就是通过批发侧市场与集中式绿电厂站进行双边协商，或者通过售电公司的绿色零售套餐交易后，再通过公共电网获取的这部分电量。

都具有绿色属性，一个物理溯源，一个绿证为佐。

所以两种方式的电能量价格与绿证价格，依然取决于双边的协商，孰高孰低很难说。

输配电价部分，按照我的结论，一个是专线的输配+交叉补贴，一个是整体省级的输配电价，前者肯定低于后者。

上网环节线损费，绿直项目不涉及，但市场购电方式涉及。

系统运行费大家一致。

附加基金这里，可能绿直的自用电量会有一个豁免，那就是价格为1分9的可再生能源电价附加。

绿直自用电量是100%的可再生电量，且在7号文征求意见稿中第36条也有如下的表述：

对分布式光伏发电自发自用电量免收可再生能源电价附加等针对电量征收的政府性基金及附加。

所以我觉得基金是要交，但是可再生能源电价附加可以不交，相当于绿直比直购项目又少了一小块费用。

还有一点可能也有节约的空间，发改委在《关于取消临时接电费和明确自备电厂有关收费政策的通知》一文中明确要求：

结合本地实际，研究出台减免余热、余压、余气自备电厂政策性交叉补贴和系统备用费的办法，报国家发展改革委备案。

很多地区都出台了具体的细则，给三余自备电厂的政策性交叉补贴进行了减半处理，我觉得相比于燃煤燃气自备，三余自备是能源利用更高效的方式，那么现在更加绿色的绿直自备是不是也具备这个属性而应该获得一些优待呢？

这样一项项比下来，可以看到绿直项目相比于直购项目的价格优势，但我觉得也不能在整体的电能量价格外而忽略另一块费用，那就是刚才提及过的容需量电费(系统备用费)。