山东省绿电直连项目的电价分析

01 项目假设边界条件

山东绿电直连项目，项目总年用电量为5亿kWh，平均负荷为63MW左右，负荷昼夜分布较为均衡，企业在负荷侧建设一座110千伏的总降压站，变压器容量为2*63MVA，电压比为110/10kV，电源侧拟投资建设光伏电站容量为400MW，储能200MW/800MWh，并配套建设110千伏升压站一座，通过110千伏线路向负荷侧的企业总降压站供应绿电。整个绿电直连项目设置一台63MVA的变压器与电网相连，作为绿电直连项目的备用容量。

政策依据为《国家发展改革委国家能源局《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》及《山东省有序推动绿电直连发展实施方案》。

02 山东省工商业用户的电价构成

山东省工商业电价体系已从传统的单一制电价向两部制电价转型，电价构成见下表，工商业用户电价主要由工商业购电电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用和政府性基金及附加组成。

工商业电价执行分时电价政策，根据鲁发改价格〔2023〕914号文件，山东电网已优化工商业分时电价政策，将电价时段划分为尖峰、高峰、平段、低谷、深谷五个时段，按照不同季节的供需特性动态调整。以山东省2025年11月份为例，110kV两部电价的容（需）量电价-容量电价为22元/kVA，容量补偿电价为0.0705元/kVA，输配电价为0.1191元，政府性基金及附加0.02717元，系统运行费用折合度电水平（综合累计）0.0209元，上网环节线损费用折价0.0118元，当月平均购电价格0.4296元。山东省2025年11月份工商业电价构成如下：

2025年山东省国家电网公司全年的尖峰平谷加权电价为0.639元/kWh。

03 绿电直连项目需缴纳的各项税费

根据1192号文规定，绿电直连项目的输配电费机制有两种选择方式：单一容量制和两部制。单一容量制是按项目接入公共电网的容量收取费用，同时根据平均负荷率折算部分电量电价。具体计算公式为：月度容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）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 。该模式下，自发自用部分按需（容）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费和输配环节的电量电费。

1.输配电费：仅需按容（需）量缴纳，不重复缴纳电量电费和系统备用费。根据公式：容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）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。以山东省为例，110千伏电压等级容量电价为22元/千伏安·月，需量电价为35.2元/千瓦·月。

2.政府性基金及附加：山东需按0.0272元/千瓦时缴纳，包含可再生能源附加、重大水利基金等。

3.系统运行费用：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。

04 绿电直连项目整体发用电价格分析

绿电直连项目需满足新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例不低于30%，2030年前不低于35%；上网电量占总可用发电量的比例上限不超过20%。项目应当具备分表计量条件，由电网企业在发电、厂用电、并网、自发自用、储能等关口安装计量装置，准确计量各环节电量数据。

绿电直连项目的企业用户与电源投资方作为一个整体用户，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。本项目暂不考虑上网电量的电价及结算。

下网电量的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+系统运行费+线损+政府性基金及附加。

对自发自用电量，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，用户可根据自身情况选择。

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；本项目不采用两部制模式，自发自用电量不用缴纳系统运行费及政府基金及附加。

05 电价测算及对比分析

基准方案：按传统的两部制电价模式，110千伏变压器按63MVA接入电网，年平均负荷按90%考虑，参考2025年山东省全年电价作为测算依据。

绿电方案考虑四种方式分别为：63MVA接网，30%自发自用比例；50MVA接网，30%自发自用比例；50MVA接网，70%自发自用比例；63MVA接网，70%自发自用比例。

当绿电价格为0.4元/kW时，四种绿电方案与基准方案（常规接网）的购电成本对比如下：

当绿电价格为0.5元/kW时，四种绿电方案与基准方案（常规接网）的购电成本对比如下：

06 绿电项目的敏感分析及建议

（1）绿电直连整体项目与电网的接入（备用）容量大小对项目的经济性影响很大，通过配置储能来优化项目的电网备用容量，越小的接网容量经济性越好；

（2）电源项目的风光储+接网容量的优化很重要，即要保证项目的供电可靠性，又要保证足够低的绿电度电成本与输配电费；

（3）项目绿电的自发自用比例越高，项目的经济性越好；

（4）绿电直连系统是一个多目标优化的微电网系统，基于最优的度电成本与供电可靠性之间有所舍取；

（5）负荷侧的调度与管理能力对项目的经济性影响很重要，电源投资方要深刻了解生产工艺及负荷，在安全生产的前提下，以确定项目配储与电网备用容量；

（6）项目在实际运营中，负荷与发电预测，市场交易能力，以及源网荷储的统一调度至关重要，电源侧与负荷侧须通力合作；

（7）电源投资方与负荷方的长期供电价格是项目成功的关键，这是零或游戏，厚此薄彼的关系，有一个基于双方利益的平衡点；

（8）政策的影响、外部的条件变化对项目的收益影响很大，项目的绿电供电电价要有调整的触发条件，并在“荷随源动”的调度机制里，双方应有相应的电价利益分享机制。