绿电直连政策及项目实施方案详解

绿电直连政策一周年聊聊一些新认识黄师傅说电目录01电源与负荷的范围02发电和用电指标的限制03平均负荷率的谬误与应用(三)规范项目建设。有降碳刚性需求的出口外向型企业利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连。黄师傅说电源荷全额上网源荷绿电直连绿电直连燃煤燃气自备增量依然存在电源和负荷在更大空间上的错配山东省有序推动绿电直连发展实施方案源源荷改自发自用税务部门出具足额清缴政府性基金及附加相关证明改自发自用绿电直连燃煤燃气自备绿电直连燃煤燃气自备户合约、降碳刚性需求等相关证明材料增量新增负荷与存量负荷原则上不产生直接电气连接内蒙古自治区单一电力用户绿电直连项目开发建设实施方案(试行)源荷·源荷·电网接入工程尚未开展·与电网企业达成一致的存量项目税务部门出具足额清缴政府性基金及附加相关证明计出力不大于原自备电厂最大出力，不得占用公用电网调节资源燃煤燃气白各·计出力不大于原自备电厂最大出力，不得占用公用电网调节资源绿电直连绿电直连降碳出口刚需·需提供进出口经营权证明、审计报合约、产品出口证明、降碳刚性需求等相关证明材料新增负荷与存量负荷原则上不产新增负荷与存量负荷原则上不产生直接电气连接·已报装但未开展配套接入工程离网型存量·公共燃煤燃气自备电厂厂用电负荷·与电网企业协商一致的存量项目·国家枢纽节点数据中心吉林省绿电直连项目开发建设实施方案(试行)·消纳受限无法并网源·电网接入工程尚未开展源·与电网企业达成一致的存量项目·需重新履行接入系统设计方案变更手续出具足额清缴政府性基金及附加相关证明新能源年发电量不大于燃煤燃气自备电厂减电量绿电直连燃煤燃气自备.不得占用公用电网调节资源绿电直连降碳出口刚需·需提供进出口经营权证明、审计报告、海外营收及占比、海外客户合约、产品出口证明、降碳刚性需求等相关证明材料荷·未向电网报装(含存量扩建)荷·已报装但未开展配套接入工程·与电网企业协商一致的存量项目新增负荷与存量负荷原则上不产生直接电气连接·算力(数据)中心(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，合理设置新给予可用发电量*20%的调控空间可发表1表1下网下网电量山东省有序推动绿电直连发展实施方案并网型项目应按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型、装机规模和储能规模，采取整体自发自用为主、余电上网为辅的模式运行。项目整体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%。绿电直连项目新能源利用率应不低于同期全省公网新能源利用率水平。弃发电量自用电量下网电量弃发电量自用电量下网电量自用上网内蒙古自治区单一电力用户绿电直连项目开发建设实施方案(试行)并网型绿电直连项目按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型和装机规模，项目规划新能源利用率应参照自治区能源局确定的年度新表2其中，并网型氢基绿色燃料绿电直连项目按照不超过负荷年用电量表21.2倍确定新能源规模。离网型绿电直连项目(包括离网型氢基绿色燃料绿电直连项目)应参照并网型项目科学确定新能源电源类型和装机规模。绿电直连项目(除并网型氢基绿色燃料绿电直连项目外)新能源发电总可用发电量量全部自发自用，不允许向公共电网反送；并网型氢基绿色燃料绿电直连项目上网电量2025-2027年不超过40%、2028年及之后不超过20%,即上总可用发电量自备电量网电量弃发电量网电量比例=上网电量/(上网电量+自发自备电量网电量弃发电量新能源年度自发自用电量占申报负荷年度总用电量的比例应不低于30%[自发自用电量以绿电直连项目配套负荷核准(备案)文件所对应负荷的实际用电量为准，不计入配套储能充电、放电及损耗部分的电量],并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。燃煤燃气自备电厂绿电直连项目可根据实际情况自行确定。总可用发电量个整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，新能源须接入用户和公共电网产权分界点的用户侧。项目整体新能源自发自用电量占项目总用电量的比例不低于30%,并不断提高自发自用比例，2030年起新增项目不低于35%。新能源自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%。其中，新增负荷开展绿电直连项目的新能源上网电量占总可用发电量的比例上限，在2028年及以前投产项目不超过40%,2028年之后投产项目不超过20%;下网电量目备电量自用电量上网电量弃发电量下网电量目备电量自用电量上网电量弃发电量例上限不超过20%。按照“谁受益、谁负担”原则，对电力系统提供的稳定供应服务，就近消纳项目公平承担输配电费、系统运行费等费用；未接入公共电网的项目，不缴纳稳定供应保障费用。(一)输配电费。项目实行按容(需)量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费。月度容(需)量电费计算方法为：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。其中，平均负荷率暂按所在省份110千伏及以上工商业两部制用户平均水平执行，由电网企业测算、经省级价格主管部门审核后公布；接入公共电网容量为项目同时使用的受电变压器容量及不通过可靠性要求高、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，其中容(需)量电费按现行政策执行，电量电费根据实际用电量(含自发自用电量)以及所在电压等级电量电价标准缴纳。(二)系统运行费。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下网电量不再以电量形式缴纳输配环节的电量电费，已公布地区平均负荷率(%)|按数值由高到低排序负荷率区间60%以上负荷率区间60%以上40%以下新疆根据各地公开发布信息整理平均负荷率计算分子是否考虑无功电量黄师傅说电平均负荷率暂按所在省份110千伏及以上工商业两部制用户平均水平执行，由电网企业测算、经省级价格主管部门审核后公布；核定周期∑用户年用电量??计算公式8760×∑用户受电变压器容量变压器额定容量变压器负载变压器额定容量变压器额定容量100kVA2019年，国家对原按合同最大需量计费方式的两部制用户，取消了合同最大需量不低于报装容量40%的限制。这一举措切实降低了企业、特别是疫情冲击下停产、半停产企业的生产经营负担，但易产生“大马拉小车”现象，增大了电网冗余投资、降低系统整体运行效率。第三监管周期输配电价政策明确需量电价统一定，同时为负荷率较高用户实施打折优惠，规定每月每千伏安用电量达到260千瓦时(对应功率因数约0.9、负荷率约40%)及以上的用户当月需量电价按9折执行，既有效发挥电价信号功能，引导用户根据自身负荷行为合理报装平均负荷率平均负荷率计算分母选的是那个容量黄师傅说电平均负荷率暂按所在省份110千伏及以上工商业两部制用户平均水平执行，由电网企业测算、经省级价格主管部门审核后公布；∑∑用户年用电量8760×∑用户受电变压器容量??供电容量：用户向电网报装接电时约定的全部供电供电容量：用户向电网报装接电时约定的全部供电线路供电容量合同变压器容量：用户向电网报装接电时安装的变压器容量运行变压器容量：用户实际运行变压器容量运行负荷容量：用户负荷实际容量变压器高压侧有母联→供电容量≠合同变压器容量变压器有临时性减容→合同变压器容量≠运行变压器容量变压器低压侧有母联→运行变压器容量≠负荷容量单一制电价的用户可选择执行单一制电价或两部制电价。选择执千瓦时及以上的，当月需量电价按本通知核定标准90%执行。每月每千伏安用电量为用户所属全部计量点当月总用电量除以合同合同变压器容量基本电费=实际最大需量×需量电价×0.9使用合同供电容量作为260h折扣分母2#110kV进线2#110kV进线永大减容输配容(需)量电费容(需)量电费786895.00需量电价33.7计费需量容量电价计费容量折扣需量电费核定值月每千伏安用电量156容(需)量电费786895.00核定值月每千伏安用电量156容(需)量电费786895.00折扣需量电费使用合同供电容量作为260h折扣分母使用合同供电容量作为260h折扣分母·2#线故障时闭合2000kVA2000kVA2000kVA备用输配容(需)量电费量量量量实际运行容量=6000kVA三、平均负荷率测算方式。蒙西、蒙东平均负荷率分别按蒙西电网、蒙东电网110(66)千伏及以上执行容量电价的工商业两部制用户近3年平均水平确定，由电网企业按年度测算并数),其中，工商业两部制用户不含就近消纳项目用户、拥有自备电厂的用户、发电企业厂用电等特殊工商业用户；运行容量按照在运的受电变压器容量及不通过变压器接入的高压电动机容量之和确定；分月运行小时数与售电量统计口径一致，即未按完整月度运行的按实际运行时长计算。表示),具体定义参见DL/T2303.2-2021《电力生产统计技术导则第2部分：供用电黄师傅说电平均负荷130MW,平均负荷率89.65%,绿电自发自用比例40%,全年平均市场绿电直连前后对比年度电费降价空间=自用电量*{(市场交易电价-直供电价)+系统运行费+线损}+(实际负荷率平均负荷率)接入公共电网容量*730小时变电站就近消纳VS电网直供黄师傅说电附加基金全电量X基金全电量X线损折价附加基金全电量X基金全电量X线损折价全电量×交易电价输配电量电费全电量×输配电价电网直供就近消纳变电网直供就近消纳变电输配电价X730X平均负荷率X接网容量全电量×基金接网容量X容量电价=全电量×基金理论电量X输配电价附加基金全电量×基金全电量X基金附加基金全电量×基金全电量X基金负荷容量X容量电价I上网线损费全电量X线损折价系统运行费全电量X系统运行费电网直供全电量X输配电价电网直供接网容量X容量电价输配电价×730×平均负荷率X接网容量二\接网容量X容量电价输配电价×730×平均负荷率X接网容量二\就近消纳变电理论电量X输配电价负荷容量=接网容量蒙东江西辽宁天津重庆陕西冀北吉林0.11330.01640.0220.01640.01820.01660.02250.0690.03630.095946.00%45.18%43.19%42.73%输配电价平均负荷率+燃煤基准价*输配电价平均负荷率1-6月电网代购平均值黄师傅说电表2表1正向有功：网侧交换功率(用户侧净负荷)净负荷=用电负荷一电源出力公共电网接网容量受电变压器受电变压器接网容量接网容量容量电价×接入公共电网容量|所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接人公共电网容量内部电源稳定供给内部电源稳定供给现行政策缴纳的容(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×接入公共电网容量容量电价×容量电价×接网容量+折算容量电价×接网容量变电站变电站接网容量用户期望：接网容量=负荷容量一自备容量70=100-30最终局面：负荷容量-自备容量<接网容量<负荷容量70<80<100接网容量以上部分与电网协商经济及安全责任(变压器短时过载能力)负荷容量100负荷容量100超超光伏光伏内部电源稳定供给内部电源稳定供给惩罚电价×超额供给10(容量电价+输配电价×平均负荷率×730)×接网容量80负荷容量100负荷容量10020项目受电容量80容量电价×接网容量+折算容量电价×接网容量20%:(80MW×容量电价+10MW×2×容量电价)+输配电价×730×平均负荷率×80MW黄师傅说电黄师傅说电按全部负荷容量备用调节(方案1)按照项目全部负荷容量备用时，备用容量指项目业主自发自用负荷容量之和，电网公司为客户提供全天候、全容量公网系统备用。黄师傅说电黄师傅说电2.按不可中断负荷容量备用调节(方案2)按照不可中断负荷容量备用时，备用容量是不可中断负荷。不可中断负荷容量由项目业主