1192号文(10)：1kW的可靠容量值多少钱？

通过前述文章分析，我们已经了解一个就近消纳项目，如果想要获得电费上的经济性，就要选择好接入公共电网容量。

这个数值与负荷容量有关，也与接入用户侧的电源可靠性程度有关。

在1192号文答记者问实录中的最后一组问答里，政府就该价格机制完善后给这类项目带来的影响提出了两个方面：

一方面，将有效促进新能源消纳利用。就近消纳项目可通过使用自发新能源电量、合理减少接网容量等方式节约成本，加之完善后的价格机制对就近消纳项目也给予了一定支持，综合看具有较好的经济优势，从而有望实现加快发展，促进新能源消纳利用。

另一方面，将有效减轻电力系统调节压力。按照完善后的价格机制，就近消纳项目接网容量越小、需要缴纳的稳定供应保障费用就越少，这将有效引导项目通过挖掘灵活调节能力、自主配置储能等方式，提升自身平衡能力、降低接网容量，从而减轻系统调节压力。

从问答实录中我们就可以获知，这类项目可能存在两个经济点，第一个是自用电量减少的费用支出，第二个是减少接网容量实现的成本节约。

路径也很明确，挖掘灵活调节能力，自主配置储能等方式，提升自身平衡能力，这些要点事关源荷储的联动，事关对电网交换功率的控制，而其中最重要的一环就是内部电源的稳定可靠容量。

本文就来尝试量化一下，内部风光储可以提供的稳定供应容量，1kW值多少钱？

分析准备

我们将比对一个已知负荷容量，月度用电量的增量电力用户，如果按绿电直连项目进行建设，电费方面与电网直供会有哪些不同。

在讨论具体比对之前，有几个前置问题我们需要先明确一下，在后续分析中就不再重复。

为何存量项目不适合？

受电变压器已安装，接网容量难以调整

为何选择按容量交基本电费？

按需量缴费代表变压器容量未充分使用

全部容量都要参与到输配电费计算中

为何选择变电站形式接入？

开闭站：接网容量 = 负荷容量

变压器容备：接网容量 = 2*负荷容量

接网容量和负荷容量没有差距，难有经济性

为何电源要配储？

单风光无法提供稳定的电源容量

电源容量的稳定是电费经济性的重要来源

为何电源建议有风电？

高利用小时数对冲发电容量，更少的成本满足自用电量比例要求

发电不集中可减少储能容量配置

为何要负荷配合参与？

规划阶段：最大负荷功率决定了负荷容量

运行阶段：需求侧响应给电源容量带来冗余

我们暂不考虑650号文提及的申报容量事宜，也就是基本电费方面不论是电网直供项目还是绿电直连项目都是按照容量方式缴纳。

电网直供项目的基本电费按照的是负荷容量，因为在这种方式下负荷容量=接网容量；而绿电直供项目的基本电费按照的是接网容量，这种方式下负荷容量＞接网容量。

我们把风光这两类电源自身的装机容量称为发电容量，把风光储放到一起能够稳定提供的容量称之为电源容量。

两类项目电费的比对如图，交易、线损和系统运行费在目前规则下差距仅仅是全电量和下网电量的差别，附加基金前后一致，重点比对的就是输配电费，包含绿色框里的基本电费（加号前项）和蓝色框里的加号后项。

循环三角

650号文对于绿电直供项目的余电上网电量提出了要求，即不高于可用发电量的20%，我们遵照此目标，按照下限计算，自用电量≥发电量×80%。

同时650和1192号文都要求自用电量占比全部用电量的比例暂时不低于30%，那么我们就可以得出：发电量×80%≥用电量×30%

月度发电量=发电容量×月满发利用小时数，月度用电量=负荷容量×实际负荷率×当月小时数。

如果一个绿电直供项目自身的月用电量低于按照公式一计算的理论用电量，那么显然在电费方面并不是很经济，所以电网发布的平均负荷率和730的乘积(平均月利用小时数)理应成为绿直项目的下限。

也就是能上绿直项目的，自身实际负荷率×当月小时数的下限应为平均负荷率×730。结合前述公式，可以得出：

发电容量×月利用小时×80%≥负荷容量×平均负荷率×730×30%

整理可得：发电容量×月利用小时≥负荷容量×平均负荷率×273.75。

一个地区风电和光伏在某月的月满发利用小时数可通过历史数据获知，平均负荷率虽未发布，但也可见风电光伏一起作为电源时，发电容量整体是要大于负荷容量的，这一条是文件规范的要求。

我们再看安全性方面，接入到受电变压器低压侧的电源发电容量是否可以突破受电变压器容量(接网容量)是我一直考虑的点。

从电网到用户这个方向，因为接网容量可以小于负荷容量，那么似乎从用户到电网这个方面，接网容量也可以小于发电容量。

不过如果发电容量过大，超过接网容量越多那么系统也就越不安全，所以在安全性似乎会有接网容量≥发电容量的要求。

而再看经济性，我们已知负荷容量≥接网容量，这下循环套了，都要满足的话无解。

所以从我的角度看只能从安全性破口，即下级的发电容量也可以超过上级的接网容量，但也不会无限度地超过，成本和安全依然是要考虑的。

可靠容量价值的衡量

我们再看有关输配电费的比对，两类项目的输配电费计算公式如下：

电网直供输配电费：负荷容量×容量电价+总用电量×输配电价

绿电直连输配电费：接网容量×容量电价+理论电量×输配电价

相减后可得：

(负荷容量-接网容量)×容量电价+(总用电量-理论电量)×输配电价

电网发布的平局负荷率×730依然是这类用户的下限，所以最终整理可得节约的输配电费为：电源容量×(容量电价+730×平均负荷率×输配电价)，也就是说单位千瓦的稳定供应容量，在这两种方式下就能够实现几十元的电费收益。

而且还是个下限，倘若实际项目负荷率更高，再考虑基本电费这边可以按申报容量缴费，那么理论上的收益还会更高。

以辽宁110kV输配电价0.0838元/度，容量电价22元/kW，平均负荷率40%计算，这个数值为46.5元/kW.

小结

目标的量化有助于目标的实现，想要搞出来稳定的容量供应，就涉及到两方面的工作，我称之为尽人事，听天命。

人事方面涉及容量如何配置，控制策略如何制定，负荷如何参与响应，而天命方面在于功率预测。

这不是一个容易的事儿，但至少清楚了假如在某个配置下结合当地的气候资源以及适当的策略和负荷的配合，单位容量的成本在面对这样的收益时是否够看。

看来想要项目经济性好看，不仅仅是一个规划问题，更是一个技术研发问题。

如果风光储配置可以提供稳定的容量供应，至少是一定时期内的稳定供应，那么这不仅有利于更多类似项目的部署，也有利于整个电力系统的转型。

这给我一种感觉，国家在用就近消纳项目的价格机制激励这方面的投入，而这方面的成果又会反哺源侧类似资源的整合，那我们就拭目以待吧。

接下来的两篇，我们离开输配电费，聊聊系统运行费和未来监管周期内两部制电价的走势。