易信盈用绿电直连项目电费计算实例解读1192号文

2025年9月，国家发展改革委国家能源局发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号），该文明确了绿电直连、源网荷储一体化、微电网等新能源发电就近消纳项目的输配电价、系统运行费、线损费用缴费原则，以下本文用绿电直连项目的电费计算实例，来逐一分析1192号文对项目的影响。

一.原来“两部制输配电价”模式和1192文中“容（需）量电费”模式的差别

1192号文出台之前，绿电直连类项目输配电费没有明确规定，若按现行的两部制输配电价模式缴费，即容量电费+输配电价×实际用电量。

1192号文明确“新能源发电就近消纳项目”可采用按容（需）量缴纳输配电费，月度容量电费计算方法为：容量电费+所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量。

1192号文在提出新的“容（需）量电费”输配缴费模式的同时，并没有否定原来的“两部制输配电价”模式，提出对可靠性要求高、按要求需进行容量备份的项目，可选择继续按现行两部制输配电价模式缴费，即1192号文给了2种可选择的缴费方式，即“容（需）量电费”和“两部制输配电价”，用户可根据自身情况选择。

下面用绿电直连项目电费计算，对比两种模式的差别。

算例1:项目最大负荷50MW，采用110kV接入，接网变压器50MVA；按不同的用电量，比较三类项目的输配电价。

当项目的负荷利用小时数较高，实际平均负荷率大于全省平均负荷率，例如项目2，其采用1192文的容（需）量电费法计算的输配电费要少于两部制输配电费。

1192文提出的新的输配电价计费方法，有利于年利用小时数较高的项目，降低输配电价。

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注：1. 110kV容量电价按27.5元/千伏安*月；110kV输配电价按0.0924元/千瓦时。

2. 平均负荷率为所在省份110千伏及以上工商业两部制用户平均水平，本文暂按0.6计算。

3.本文其他算例均参照上述参考值。

算例2:项目最大负荷50MW，年用电量3亿度，采用110kV接入；按不同的接网变压器，比较三类项目的输配电价。

当项目向电网申请的接入公网变压器容量小于其最大负荷，采用1192号文容（需）量电费法计算的输配电费要少于两部制输配电费。接网变压器容量越小，例如项目3，其输配电费要更低。

1192号文的应用对象为“以新能源发电为主要电源的就近消纳项目”，通过价格机制鼓励该类项目通过配置储能、优化负荷等方式，降低接网容量，降低输配电费。

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二.系统运行费

1192号文对系统运行费的说明如下：“项目使用公共电网时视同工商业用户，暂按下网电量缴纳系统运行费，逐步向按占用容量等方式缴费过渡；暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益。”

系统运行费一般是按月测算，由全体工商业用户分摊。系统运行费一般包括容量电费（煤电、抽蓄、气电）、辅助服务费用、交叉补贴新增损益等，每个省份包含的种类略有区别，系统运行费水平也不一样。文中提到的“政策性交叉补贴新增损益”，一般指的是为保障居民、农业用电价格稳定而产生的新增损益，由全体工商业用户分摊或分享。

三.其他费用

1192号文对其他费用说明如下：项目用电时，应当直接参与市场交易，不得由电网企业代理购电，并按照下网电量承担上网环节线损费用。

四.绿电直连项目整体发用电价格分析

1192号文包含的项目范围比绿电直连类项目更广，绿电直连类项目对上网电量要求更严，要求不超过总可用发电量的20%。

下面以绿电直连项目为例，总结这类新能源就近消纳类项目的整体发用电价格。

绿电直连项目包括上网电量+下网电量+自发自用电量。

上网电量：项目作为整体，参与电力市场，且只有在现货连续运行地区，才能开展结算。

下网电量：用电价格直接参与市场交易，不得由电网企业代理购电。

下网电量价格=市场化电量电价+输配电价+系统运行费+线损+政府性基金及附加

自发自用电量：只有采用两部制模式缴费输配电价的项目，自发自用电量也计入电量输配电价中；自发自用电量的系统运行费免收“政策性交叉补贴新增损益”。

自发自用电量缴费=电量输配电价（选交）+系统运行费（扣除政策性交叉补贴新增损益）+政府性基金及附加

算例3: 项目最大负荷50MW，年用电量3亿度，采用110kV接入；方式一是常规接网用电；方式二是采用绿电直连方式，绿电直连方式列举了三个方案，在接网变压器容量、自发自用电量比例和绿电直连价格有所不同。