绿电直连（下）：基本电费的新逻辑

第三章“加强运行管理”和第五章“加强组织保障”是本篇文章将要讨论的内容。

（来源：微信公众号“黄师傅说电”）

加强运行管理

(七)加强安全管理。

绿电直连项目应严格落实各项安全生产管理措施，保证安全稳定运行。项目应及时开展风险管控及隐患排查治理，深入评估并及时消除项目内部设备故障以及各类安全风险，不断增强可靠性。

(八)做好电网接入。

项目应按标准配置继电保护、安全稳定控制装置、通信设备等二次系统，内部各设施涉网性能应满足相关标准，避免因自身原因影响电网安全稳定运行。 项目应及时组织竣工验收，并将竣工验收报告报送省级能源主管部门和国家能源局派出机构。电网企业应向满足并网条件的项目公平无歧视提供电网接入服务。

(九)加强调度运行管理。

绿电直连项目应实现内部资源协同优化。并网型项目整体及内部电源按照接入电压等级和容量规 模接受相应调度机构管理，按照为系统提供服务的类别接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统。除发生影响公用系统安全稳定运行的突发情况外，调度机构应按照项目自主安排的发用电曲线下达调度计划。

项目内部资源应做到可观、可测、可调、可控，并根据《电网运行准则》等向电力调度机构提供相关资料。 项目各业务系统应严格执行《电力监控系统安全防护规定》，安装网络安全监测、隔离装置等网络安全设施，按要求向相关调度机构备案，接受调度机构开展的技术监督。

加强运行管理大章节下的第(七)、(八)、(九)条均与项目的电网接入有关，我们放在一起讲。

不单单是绿色直连项目(下称绿直项目)，增量的分布式目前都要求更加细致的信息层面接入，使得类似的项目再谈到接入系统时必然会涉及“电气系统接入”和“信息系统接入”两个方面。

电源专线因为接入用户侧，如果是存量负荷的项目，那么并不会增加用户原有的网侧受电容量（先不考虑配储的电源）。

但是因为单点接入的容量不低，站在电网的视角，虽然限制了上网电量比例，但架不住基数大，依然还是会有不俗的返送容量存在。

况且这样大体量的负荷一般已经是电网的专线用户，也就是说如果有余量上网的电量那么就会通过网荷之间的专线，直接逆向汇入上级变电站的二次母排，再分配给同节点下的其它负荷支路。

这势必会对局部的继电保护装置、安全装置等参数的设定带来变化。

所以，往往这类项目的接入，信息层面的难度高于电气层面，一方面要求项目主体做好自身设备涉网性能测试，满足标准要去，另一方面要求电网公平无歧视地提供接入服务，避免因为“技术和安全问题”影响项目的接网需求。

第(九)条加强调度运行管理明确绿直项目在信息介入层面要对接的电网侧两大类系统，即负荷用电量被聚合为负荷调节类虚拟电厂时接入新型电力负荷管理系统，余量上网电量被聚合为发电资源类虚拟电厂时要接入电力调度自动化系统。

同时也要求绿直项目内的各类资源，比如风电、光伏和储能系统要具备“四可”功能，虽然四可的具体要去上没有国家标准，但根据部分地方发布的意见稿来看，除了常规电气“四遥”功能外，还应该加入功率预测系统。

因为内部的风光尚属于不可控的电源，所以需要上报相关预测信息，作为调度乃至市场结算的依据。

厘清责任界面

(十)厘清责任界面。

并网型绿电直连项目与公共电网按产权分界点形成清晰明确的安全责任界面，各自在安全责任界面内履行相应电力安全风险管控责任。

项目应统筹考虑内部源荷特性、平衡能力、经济收益、与公共电网交换功率等因素，自主合理申报并网容量，并与电网企业协商确定并网容量以外的供电责任和费用。电网企业应按照项目申报容量和有关协议履行供电责任。

项目应调节内部发电和负荷，确保项目与公共电网的交换功率不超过申报容量，自行承担由于自身原因造成供电中断的相关责任。

第(十)条值得花大篇幅好好说说，因为它涉及了有关绿直项目整体基本电费以及系统备用费的申报和结算事宜。

在第(十二)条中有这样的表述“按照与公共电网的交换功率进行结算”，这个结算不仅包含电能量的方面，也包括容需量的范畴。

电量部分依靠市场交易获取价格，而容需量部分需要项目主体与电网进行协商。

具体说绿直项目的容需量电费之前，我们先去了解一下常规分布式用户以及燃煤自备电厂用户的容需量电费和系统备用费

一个常规的用户负荷，哪怕是内部有了接入了非专线形式的分布式电源，那么目前也不会改变用户基本电费的存在，可能或许会因为光伏的加入而修改缴费方式，但是基本电费还是要交的。

一个带有燃煤燃气自备电厂的电力用户，除了根据接网容量缴纳基本电费外，还要因为自备电厂的存在去缴纳“系统备用费”。

这一条也是在电改9号文中的配套文件《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》有所提及：

拥有并网自备电厂的企业应与电网企业协商确定备用容量，并按约定的备用容量向电网企业支付系统备用费。

关键点在于备用容量的约定，各地规则不一，大致有如下几种情况。

备用容量 = 供电容量

有的直接约定备用容量就是整个用户的供电容量，也就是负荷变压器多大，就约定多大，单位容量缴纳的系统备用费金额与用户电压等级的容量电价一致。而且这种方式下，如果用户已经是按照供电容量方式缴纳的基本电费，那么二者的数值是一致的，所以只交一份即可。

其实这也反映出基本电费以系统备用费真正的付费意图是什么。

那就是用户与电网约定，我这个负荷整体希望电网能够给我提供的最大供电容量不低于哪个数值，如果时刻电网都能够响应负荷对于这个功率数值的需求，那么就该为这项能力而付费。

将备用容量等同于供电容量，也就是说包含自备电厂在内的整体大负荷向电网约定的最大供电容量就是负荷报装接电时的容量。

负荷视角下的基本电费以及自备电厂视角下的系统备用费这时是一致的，所以交一个就行。

备用容量 = 自备电厂容量

这种方式下，燃煤和燃气自备电厂的额定容量被视为是备用容量，也就是说燃煤燃气自备电厂最高可以向用户负荷提供的最大功率就是其电厂的额定容量。

这部分容量如果因为某些情况临时缺失，那么是要靠电网来补充的，所以成为了备用容量。

缴纳的费用依然是备用容量×容量电价，整体供电容量中剔除掉自备电厂的容量后，剩余的就是电网的常规网供容量。

即，供电容量 = 网供容量 + 备用容量

这部分网供容量如何交基本电费就要有取舍，如果还是按照容量交，综合下来和按照供电容量交一致。

如果用户是按照最大需量去交，那么整体容量基本电费和“需量基本电费+系统备用费”的组合谁大谁小，就要算算账了。

因为后者相当于把电网提供的足额的供电可靠性费用根据用户不同类别用电量做了分类。网供电量的按照常规基本电费缴纳方式由用户自行选择，自用电量的按照系统备用容量缴纳系统备用费。

其它形式

还有些地区地区对于备用容量有其它的算法，有的按照总供电容量和月下网电量平均功率之间的差值，有的按照实际最大需量和月下网电量平均功率之间的差值。

已确定好的备用容量就按照容量电价交系统备用费，网供电量部分的基本电费缴纳方式照旧。

也有些地区对于系统备用费的收取并不是按照备用容量×容量电价的方式，而是折合成了度电电价的形式。即规定好具体一度的自用电量应当承担多少钱的系统备用费，按自用电量收费。

我们把上述内容先了解好，重点记住一点，那就是系统备用费和原来基本电费的关系，二者的目标都是要为负荷提供足额且随时可取的供电容量。

一方面是常规网供电量的负荷，一方面是自备电厂自用电量的负荷。

现在回到绿直项目的场景，第(十)条明确提出自主合理申报并网容量，这里的并网容量我们在这里主要讨论的是从电网向下看的负荷视角，也就是供电容量的视角，而不是余量上网电量的发电容量视角。

绿直项目与电网之间的产权分界点处，绿直项目可以向电网申报并网容量，且与电网协商确定并网容量以外的供电责任和费用。

放在以前的自发自用场景下，用户报装接电的变压器总容量是多少，也就决定了电网最大的供电容量是多少，没有什么商量的余地。

但对于绿直项目却开了一个可协商的通道，似乎与之前的情况有所不同。

下面给出我的解释：

首先绿直项目确定自身的负荷容量，也就是说没有专线绿色电源项目接入时，我需要电网向我提供的最大供电容量是多少，比方说是100兆瓦。

然后看看绿直项目电源接入后，可以解决多少负荷容量，参照自用电量占比总用电量不低于30%的要求，假设绿直项目电源可以稳定提供30兆瓦的供电容量，电网负责剩余的70兆瓦。

但是这30兆瓦的自供能力相较于大电网的网供能力来说，可能是不稳定的，也就是说按照之前自备电厂的方式，电网和用户之间要约定30兆瓦的备用容量。

70兆瓦的网供容量交基本电费，剩余30兆瓦备用容量交系统备用费。

理论上限，就是100兆瓦×容量电价，这与按照全负荷容量交基本电费的方式无异。。

但现在允许用户自主申报网侧供电容量，因为有绿直电源项目的接入，原本100兆瓦的网供容量可以削减为申报70兆瓦，那么这70兆瓦按照常规网供容量交基本电费。

不过要在此基础上约定，一旦因为内部的绿色电源供电不稳定，导致网侧供电功率超过70兆瓦，那么对应的额外增量功率该如何缴费，这需要用户与电网进行事前约定，且目前并没有计费标准。

这种规定下，对于自备电厂的电网备用属性的收费逻辑也发生了180°的转变，之前是永远热备在线，只要你要用，我就给你用，不用也要收费。

但现在却是按是否触发额外供电来计费，给你提供一定的备用能力，不用不收钱，但用了就要收钱，具体收多少，看你超用了多少，单价我觉得相比于之前那种常备状态，可能要收更多。

除此之外，额外的供电责任，会有一个明确的协商数值，比如我们刚才的例子，约定的额外容量最大值就是30兆瓦。

相当于说70兆瓦申报容量内，电网负责供电安全，用户负责按基本电费形式交容量费；70兆瓦以上约定的保供容量，电网负责安全，用户负责按双方约定的超量单价进行缴费；而高于基础70兆瓦+保供容量之外的部分，电网不负责安全，用户承担经济和安全责任。

如果对内部电源的运行比较有信心，可以确定能够100%解决部分负荷容量，那么申报70兆瓦基本容量的同时，可以尽量少报额外容量，这样也可以降低触发额外供电时的单价。

但越小的额外申报容量也就意味着更大的断供风险，倘若只申报了10兆瓦的额外容量，但因为内部电源运行不善，且用电负荷短期激增，导致网供功率超过实际约定的70+10，那么就有可能造成线路过载或者引发局部安全事故。

因为这样情况的发生而造成供电中断，那就是绿直项目自身的责任。

我们把这段小结一下：

绿直项目整体向电网申报的并网容量a可以和自身负荷总容量b不一致，差额b-a就是内部电源可以解决的容量部分。

基于对内部电源可靠性的判断，绿直项目也可以事前向电网申请备用的额外供电容量d，数值在0~b-a之间。

d值越大，一旦越限，触发的惩罚费用越大，所以这要取决于绿直项目对自身的判断，对于内部电源的供电能力和可靠性有多大的信心。

如果信心较大，那么相同负荷容量的项目，相比于直购电来说就可以省下一笔基本电费。

如果信心不足，那么也可以按照负荷容量向电网申请基本电费，和直购项目无异，但相当于把供电可靠性的责任全部交给了电网。

也就是说，对于绿直项目，在容需量电费这里，存在一个电源可靠性的容需量收益，提高可靠性就可以降低更多的容需量电费。

而为了提高可靠性，就需要给不确定的风电和光伏找帮手，那就是储能和负荷。

鼓励提升系统友好性

(十一)鼓励提升系统友好性。

并网型绿电直连项目应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，充分提升项目灵活性调节能力，尽可能减小系统调节压力。

项目规划方案应合理确定项目最大的负荷峰谷差率，项目与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。

在新能源消纳困难时段，项目不应向公共电网反送电。项目应按照有关管理要求和技术标准做好无功和电能质量管理。

文件在这部分首先提出了一些建议，结合刚才所述的绿直项目内部电源供电容量的可靠性要求，那么在整个电源的组成中就一定要有调节资源的存在。

依靠储能来配合风光出力曲线，使得整体源侧的供电曲线变得平滑且可控有利于提供稳定的负荷容量，不过我们也不能忘了在负荷这边下功夫，也就是挖掘负荷灵活调节能力。

这样做的目的，就是为了使得绿直项目与电网之间的交换功率实现可控，这也就意味着所申报的供电容量就可以有较为确信的数值。

更稳定的自供负荷容量可以降低项目整体的申报容量，也可以降低超额用网功率的风险，避免责任罚款。

而且，文件在这条中又列出了一个硬性指标，与电网交换功率的峰谷差率，不高于方案规划值。

所以在各地具体细则里，对不同容量的项目，可能会出台具体的峰谷差率标准，而这也给更稳定的自供容量又找到了一个务必投入的理由。

第(十一)条最后一段，在新能源消纳困难时段，也就是发生限电的情况下，不允许发送电至电网，那么怎么定义消纳困难时段，可能的解释权还是在电网。

试想，如果某个时段的市场出清，因为新能源大发以及负荷的降低，比如天气良好的重大假节日午间时段，就可能会出现新能源场站不能全电量出清的结果，也就是市场行为下的“弃电”。

此时就属于新能源消纳困难的时段，但此刻的出清结果已经包含了绿直项目余量上网电量，而且也肯定不是全申报电量出清，也会按比例被削减。

但市场结果反映出可以有部分电量上网，所以这种情况下定义新能源消纳困难会有些因果之间的矛盾。

我觉得定义这个困难时段应是在具体的日前市场时刻，由电网公司预测某些时段属于消纳困难时段，在这些时段不允许绿直项目的余量上网，申报按0值处理。

而此刻不想真的被弃电的话，调节负荷尽量使用或者调用储能进行充电就是必需的选择了。

剩下一句做好无功和电能质量管理，主要就是功率因数和力调电费。与自发自用项目类似，如果说源侧电量只管有功不管无功的话，那么势必与电网间计量点的功率因数会降低，进而发生大量的力调罚款。

所以不论是负荷这边的无功补偿设备，还是源侧这边的变流器甚至配置的SVG，都需要联合起来进行运行的规划。

虽然各个元素单体容量较大，但都会抽象出具体的用户侧源网荷储模型，以源荷储为控制点来控制网侧交换功率，以达到节约下网电量整体电费，提高上网电量市场收益的目的。

这个原则不论对绿直这样的大项目，还是对光储充的用户侧小微电网，道理是一样的、

加强组织保障

五、加强组织保障

国家发展改革委、国家能源局加强对绿电直连模式的指导，及时评估成效，确保工作平稳推进，同时加强对其他绿色电源开展直连的研究。 国家能源局各派出机构应加强监管，及时跟踪监测辖区内项目建设与政策执行情况，积极推动各方按要求规范开展项目建设运行。

省级能源主管部门应基于本省电力供需形势、消纳条件等实际情况，进一步细化就近就地消纳距离、上网电量比例、退出机制等具体要求，引导项目科学合理评估需求，避免出现实际运行与设计方案出现较大偏差、新能源消纳不及预期等情况;

最后一段，有一个点需要注意。

“细化就近就地消纳距离”，也就是专线的实际长度要有规定，当然再次被强调的还是源荷之间的匹配，不仅在位置上，也在消纳上。

结语

这份文件的出台给我带来的第一感受和136号文非常不一样。

136号文让我觉得有了一次倒逼自己去学习各地新能源交易规则的动机，这还在知识学习和内容制作的层面。

而650号文却让我有想要下场参与类似项目的冲动，似乎当年走出电网时想做的事情终于摆在眼前了。

不过冷静下来再想，从国家政策发布到各地细则响应，再到实地项目的勘察、可研、征地、规划、评审、招标、设计、建设、运行以及最后的结算，所需要的时间恐怕不是以月份计算的。

何况暂时的讨论还没有加入电网公司的态度，没敢去模拟。

但是有这么一份文件可以把自己喜欢研究的源网荷储以绿直项目的形式串联起来，而且其中各处都是自己熟悉且擅长的量价费分析，还是让自己觉得这也是一份值得深入学习和思考的文件。