两部制电力用户绿电直连项目示意图如下（以某个10kV电力用户，采用10kV绿电直连方式为示意，原理图不严谨，仅供参考）：

绿电直连项目是电源+负荷打包，以用电企业身份接入电网并支付相关费用。

红字部分即为本文和前文讨论的输配电费，即电力用户交给电网公司的输配电费。

根据政策，上述10kV两部制电力用户，改绿电直连项目，

原有的计费模式为：固定座机费+变动流量费

固定座机费 = 每月固定的容需量电费

变动流量费 = 所在电压等级现行电量电价标准 * 下网电量

所在电压等级现行电量电价标准，就是本监管周期（3年一个周期）电网公司输配电的过网费标准，我们以湖南为例：

该10kV的两部制工商用户，取0.1694元/度的过网费，加上21.1元/千伏安.月的容量电价（假设按容计费）

改绿电直连后，输配电费为：固定座机费+固定流量费

固定座机费 = 每月固定的容需量电费（计价计费方式不变）

固定流量费 = 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

固定座机费不变，变动流量费，改为每月按固定费用费交。

这就带来一个问题：我们抛开绿电直连的“绿色收益”这部分另算，单就输配电费而言，由于计费方式的变化，对用电企业来说，每个月用多少电才能实现比不做绿电直连更划算？

个人认为这笔经济账，将决定了很多项目的生死。

依然以上述10kV两部制电力用户为例，假设报装容量为5000KVA的某工业企业，绿电直连接入5MW光伏项目，计算前提条件如下（以湖南绿电直连、湖南输配电价、某个月湖南电网代购电价、假设湖南平均负荷率60%，为依据）：

针对这家企业，假设三种负荷模式，我们计算一年的输配电费支出情况，

三种生产场景：

场景1、轻工业订单制造（负荷率较低、单班/双班切换，波动性较大）；

场景2、一般工业制造（负荷率中等，双班运行）

场景3、高负载型重化工业（负荷率高，连续24小时不间断生产）

分别计算两种模式：

非直连模式：不采用绿电直连，全部从电网下电

绿电直连模式：假设绿电100%消纳（相对理想的情况）

通过比较得到的结论：

绿电直连能否成功（不考虑绿色效益的情况，100%绿电本地消纳率，仅计算纯经济型指标）

只有达到或者超过60%负荷率（平均负荷率）的情况下，绿电直连才有经济性。

否则由于采用固定流量费方式，负荷率越低，企业多交的钱越多。

因为政策文件里，固定流量费（月度）的计费公式决定了一切：

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

（1）所在电压等级现行电量电价标准，这个没什么好说的；

（2）730小时，一年8760小时折算到每个月；

（3）接入公共电网容量，这是企业申请的用电容量，对应企业变压器容量（以及不在低压侧并网的企业高压电动机容量）；

（4）平均负荷率，这个是项目生死线，根据“发改价格〔2025〕1192号”的要求：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。

一方面，不是按具体企业的平均负荷率，而是根据所在省份的平均负荷率计算，也就是低于这个平均负荷率的企业，做绿电直连改固定流量费套餐，必然是亏。

另一方面，不是按一个省所有企业的平均负荷率，而是按照110千伏及以上工商业两部制用户的平均负荷率，这才是问题核心点——110千伏及以上的用户，比如重化工业、大型制造业、数据中心这些，平均负荷率高于一般工业企业。

因此，通过平均负荷率这个关键参数，就设定了绿电直连的生死线：如果项目负荷率偏低太多，绿电直连就没有经济性。

这也是绿电直连项目的核心目标：促进就近消纳。

没有消纳率（以负荷率确定消纳率），就不要谈绿电直连，避免绿电直连项目不顾实际情况，盲目扩大投资规模。

如果负荷率较低的项目，接入发电容量较大的绿电直连项目，业主就要多掏固定电费（这个电费是所有项目一样的，哪怕不用一度电都要固定交这么多），业主自然不愿意，那么就要求绿电直连的投资方去承担多交的电费，这样就增加绿电直连项目的运行成本。

反过来，如果绿电直连项目消纳率较高，业主可以少交电费，如果光伏发电时段和最大负荷出现时段匹配，实现变压器最大负载率的下降，那么企业还可通过申请减容，进一步少交容需量电费，减少输配电费的支出。

零碳园区做绿电直连，基础是负荷。

当然更复杂的是，输配电价电费只是企业电价成本的一部分，还要考虑风光绿电直连发电时段，往往是市场电价的低谷时段，而市场化交易电量电价，正在从政策性分时转向批零挂钩的市场化分时，这部分电价电费也会受到市场的冲击。

所以我们需要从企业绿色成本+政策边界+市场条件的多维度去思考和规划零碳园区和绿电直连项目，才能保证零碳园区的商业可持续发展，零碳园区的运营和交易管理将成为核心要素。

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