对于零碳园区，在9月份国家发改委发布的《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》文里（1192号文），将其与绿电直供、源网荷储一体化等项目一起归类到了就近消纳项目范畴里，并统一设计了一项叫做“公共服务保障费用”科目，由电源所负责的“调节服务”和电网所负责的“通道保障服务”构成。

这是针对价格机制1192号文的一张总览图，包含了对于此类项目的各项指标要求，比如自发自用电量占比可用发电量不得低于60%，同时占比实际用电量不得低于30%，30年的时候要求不低于35%，这些物理指标对于零碳园区内的风光储等新能源装机容量起到了引导作用，否则指标达不到可能会被取消就近消纳项目的资格也就无法获得类似建设专线和执行特殊价格机制的权利。

我们今天的分享主要在“通道服务保障费”这里，对应的就是电网和整个园区之间的输配电费，1192号文推出了单一容量制的输配电费收取方法，将过去对于两部制用户的输配电量电费和输配容需量电费也就是基本电费合二为一。而之所以有这样的举措，还是源自电网和自发自用类用户之间的权责不匹配。

我称之为电力两部制服务的危机。从输配电价定价方式来看，电网设备的固定资产和人工费等通过容需量电费回收，设备运维费通过输配电量电费回收，二者在每个监管周期各省单独核定。用整个监管周期允许回收的成本和准许的利润作为分摊总额，以整体供电容量和预期的过网电量为分摊对象来获取单价。

而之所以有了危机，就是因为预期收费和实际征收之间出现了差头儿，容需量电费方面因为大量的大马拉小车现象和实际最大需量基本电费缴纳方式的存在，使得电网提供的保障供应容量和用户实际使用容量间不匹配，而大马拉小车要么是报装接电时没有规划好或者企业受经济环境影响而减产，要么就是大量的表后电源接入后降低了用户对于电网的供电需量。

而大量的自发自用电量也是的输配电量电费的收取不及预期，中间的差额也会纳入到下一个监管周期内，再面向全部用户分摊。

那么矛盾也就出现了，电网只是当期的费用没有回收放到下一周期晚收取了而已，可其它用户却给这类用户承担了少缴纳的输配电费。所以这才以就近消纳项目，也就是容量和电量都比较大的“自发自用类”项目作为试点，来弥合这种不同用户缴费不公的矛盾，而不单单是电网和这类用户之间的矛盾。

我们来看下1192号文推出的单一容量制输配电费，有两类公式，下面这个式子针对的是有容量备份的，适用项目不多，但可见的是把自发自用电量也按照对应电压等级的输配电价进行了费用的收取。而多数的项目还是走第一套公式，而且想要从价格机制上做文章也要利用这套公式。

我们来看一下，加号前项就是之前的基本电费，加号后项是4个系数的乘积，其中平均负荷率由电网公布，是当地110千伏及以上两部制用户的平均负荷率，730是全年8760小时在每月的平均数，再有对应电压等级的输配电价这三个系数是固定值，无法被任何单个项目改变，唯一的变量是接入公共电网容量这一项，不考虑高压直挂的电动机容量，它就是项目整体受电变压器的容量之和。直观的感受，这个数值越小越好。

对此，我们需要了解一下这类项目的常规接入系统方式，这种内部风光储电源和负荷变压器同电压等级接入的形式，我们暂不考虑储能的变压器是否会被当做受电变压器，单看用电变压器的容量和负荷容量是要匹配的。而这个用电变压器容量就是接入公共电网容量，参与到输配电费计算。

而另一种接入方式，整个项目统一用一个大的受电变压器接入，内部电源和负荷都接在这台变压器的二次侧，因为负荷的容量可以被内部的绿色电源提供一部分，所以相应就可以降低对于电网供电容量的需要，那么这类接入方式下，接入公共电网容量就可以小于负荷容量，形成一种突破原有机制的“小马拉大车”的局面。

此时电网给负荷的供给能力是低于负荷需求的，原因就是有风光储的内部供给。

而且一旦风光资源不错，出力较大，甚至可以在某些时段不需要电网的供应，达到并网但不用网的局面。

接入公共电网容量这个参数取决于实际变压器的铭牌，是个物理上的确定值，也代表了电网对项目最大的电力供给能力。但在650号文绿电直供里，还提及了项目可以与电网提出申报容量，并约定申报容量以外的供电经济责任。既然变压器容量就是最大的供给，那么可以得知申报容量允许低于变压器容量，而这个申报容量也将作为基本电费的计费依据，参与到公式中加号前项的计算里。

那么对于一个就地消纳项目来说，在负荷容量一定的情况下，内部电源供给能力越稳定，需要的电网供给能力就越低，也就是可以上更小的变压器，这样就能够实现经济上的电费收益。而风光储是否能像火电一样提供稳定的功率输出就看各方的装机容量配置以及运行期间的配合了。

比如负荷容量是100，内部电源稳定供给容量有100%的信心能够达到20，有80%的可能会达到30，那么就可以申报80的接网容量和70的申报容量。

申报容量用于结算加号前项，接网容量用于结算加号后项，如果内部电源运行不善，导致实际最大用电功率高于申报容量，那么多出的部分按约定进行经济惩罚，我这里价差惩罚电价是常规价格的2倍。

除了内部电源的稳定性外，负荷的调整也不能忽视，当因为设备问题或者风光资源不足而要越过电网供电容量上限时，用电负荷理应具备调节能力。

临时甩掉一些负荷，维持电网供电功率不越限，这样就可以保证经济效益也会避免一些用电安全问题。

这就对项目的规划和运行带来了更高的要求，项目建设前，根据负荷容量和内部电源稳定供给能力来规划接网容量，这是降容阶段，因为一旦变压器容量确定想要在运行期再调整就很困难了。在项目运行期，根据实际负荷曲线和内部电源的调整来进行降需。

也就是说，在规划的时候，通过测算风光储的稳定供给能力，也就是基荷的提供能力来安排接网变压器的容量。在运行期，通过电源出力曲线追踪实际负荷曲线，使得整体的电网供给容量不超过申报容量。这样就能够在计算公式的两段，也就是加号前项和加号后项上都取得一定的电费收益。

因为前面我们说了就近消纳项目有不少指标要求，其中实际使用电量至少30%要来自于自发自用电量这一条就使得内部风电和光伏的装机容量低不了。

我们假设100%消纳不弃电的情况，月实际发电量不低于负荷用电量的30%，推导出来大致可得发电容量是要大于负荷容量的，这是项目规范性的要求。而经济上考虑，负荷容量要大于接网容量，但安全角度上，接网容量又要大于发电容量。

这形成了一个矛盾闭环，所以必须要突破一个链条，最终选择的是安全角度的接网容量和发电容量，也就是发电容量可以大于接网容量，也就是这类项目必须配储。

我们最后再来比对一下，到底是做类似绿电直供，就近消纳项目好，还是说像过去那样由电网直接供电经济性更佳。

结算公式的加号后项用的是平均负荷率而不是项目自身的负荷率，那么也就是说除了接网容量这一个要素外，如果自身负荷率较高，高于平均负荷率，那么加号后项结算的理论电量是会比实际用电量要低的。

假设某个项目自身负荷率和平均负荷率一致，我们来看看收益比对。

电网供电和就近消纳在这类电费的比对如下，其中交易电费、线损和系统运行费目前的模式和分布式光伏一样，就是自发自用电量部分的费用抵消。附加基金这里我认为从社会责任角度看，全电量不管是自发的还是网供的，都要承担，所以没有变化。

那么最大的差值就体现在输配电费中，我们罗列一下公式，上面是电网直供的输配电费，下面是就近消纳输配电费。

负荷容量等于接网容量和内部电源容量之和，而我们假设项目负荷率和平均负荷率一致，所以最后可见，风光储单位可靠容量的实现，可以带来的月度输配电费收益公式就是蓝色框里的表达式。

大概有大几十块钱，那么这也给这类项目一个强有力的经济信号，那就是如何把内部风光储电源规划好，运行好，如何把发电功率预测好，把负荷的需求响应安排好就成为此类项目可以获取电费经济性的重要参考。

而且，这样一种方式即平衡了电网和该类项目之间的权责匹配，又消除了自用用户与普通用户的承担输配电费矛盾，同时也给到了一些经济效益来倒逼风光储设备的联合运行，同样也会给表前这类项目的联合申报带来一些启发。