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核心維度：精準把握經(jīng)濟性關(guān)鍵
在上篇文章中，我們清晰解讀了綠電直連項目的費用構(gòu)成。了解“如何收費”之后，一個更關(guān)鍵的問題自然浮現(xiàn)：如何實現(xiàn)項目收益最大化？要實現(xiàn)這一目標，精準的經(jīng)濟性測算與關(guān)鍵要素分析不可或缺。下文將從三個核心維度，展開對綠電直連項目經(jīng)濟性影響要素的分析。
提升自發(fā)自用比例，有效攤薄度電成本?！白园l(fā)自用”比例是決定其經(jīng)濟性的關(guān)鍵指標。簡單來說，自己發(fā)出來的電，直接用掉的部分越多，成本就越低。為什么呢？因為綠電的成本主要由前期設(shè)備投資構(gòu)成，一旦建成，每發(fā)一度電的邊際成本極低。當自發(fā)自用比例提高，就意味著更多昂貴的市電被低成本的自發(fā)電所替代，直接沖抵了高昂的峰時電價。這就像一個家庭，自己菜園種的菜吃得越多，需要去超市高價買菜的開支就越少。因此，千方百計優(yōu)化用電曲線，提升綠電的即時消納能力，是降低項目整體度電成本最直接、最有效的路徑。
更高的實際負荷率和更小的接網(wǎng)容量可有效降低輸配電費。根據(jù)現(xiàn)行政策，月度容（需）量電費的計算基準是全省平均負荷率與申報的接網(wǎng)容量。當實際運行負荷率高于平均水平，且接網(wǎng)容量小于負荷容量時，計費參數(shù)被雙重優(yōu)化，意味著電網(wǎng)容量和輸配電資產(chǎn)的使用效率被最大化，從而能夠有效攤薄每度電所承載的固定輸配電費成本，從而帶來實實在在的輸配電費節(jié)約。可以將其想象為：原本一條不飽和的公共道路（平均負荷率），需要分攤維護費；而現(xiàn)在擁有了一條專屬的、始終接近滿負荷運行的高速通道。效率的提升帶來成本的降低，這正是綠電直連在經(jīng)濟性上的核心優(yōu)勢之一。
綜合評估總投資價值，走出“唯度電成本”的決策誤區(qū)。在項目決策中，僅憑“度電成本”單一指標評估經(jīng)濟性存在明顯局限。該指標雖直觀，卻無法完整反映項目的綜合收益與投資回報。以配置儲能為典型場景，評判關(guān)鍵不應(yīng)局限于配儲會如何影響度電成本，而應(yīng)聚焦于其帶來的增量收益（如提高綠電消納、峰谷套利等）能否覆蓋其增量成本。若忽視這一平衡，即便度電成本在數(shù)值上有所下降，也可能因儲能設(shè)備的額外投資拉長整體回收周期，反而影響項目的經(jīng)濟性。
實操指南：如何快速上手測算？
綠電直連項目的商業(yè)邏輯核心，在于通過能源自給與多元收益創(chuàng)造投資回報。因此，精準評估初始投入與長期運營間的成本效益，是進行投資決策的科學基礎(chǔ)。為此，我們搭建了一個綠電直連項目的統(tǒng)一評估框架，將復雜的經(jīng)濟性分析拆解為以下四個關(guān)鍵環(huán)節(jié)：投資成本、收益測算、運營成本和財務(wù)評價。
（一）投資成本
綠電直連項目的起步階段，往往伴隨著一系列的硬件投入。這些初期投資主要涵蓋發(fā)電單元、電力輸送單元以及系統(tǒng)穩(wěn)定性保障單元等三個核心組成部分：
發(fā)電單元：包括風力發(fā)電機組或光伏組件的采購與安裝，這些發(fā)電設(shè)備的選型質(zhì)量與安裝精度，直接決定了項目的全生命周期發(fā)電效率與運行可靠性。
電力輸送單元：涉及專用輸電線路、升壓站、降壓站及變壓器等，這些設(shè)施共同確保了電力從發(fā)電端到用電端的完整輸送鏈條。
系統(tǒng)穩(wěn)定性保障單元：主要指配套儲能設(shè)施的建設(shè)，它是確保項目持續(xù)、穩(wěn)定運行的關(guān)鍵，通過有效彌補新能源發(fā)電的間歇性，為整個系統(tǒng)提供堅實的運行保障。
（二）收益測算
綠電直連項目的收益構(gòu)成呈現(xiàn)清晰的層級結(jié)構(gòu)。最基礎(chǔ)的收益來源于自發(fā)自用模式下直接節(jié)省的外購電費用。在此基礎(chǔ)上，項目可將富余電力上網(wǎng)，獲得市場化的電費收入。與此同時，項目產(chǎn)生的環(huán)境價值可通過出售綠證獲得獨立的綠色權(quán)益收益。
自發(fā)自用節(jié)省的外購電費用：這是綠電直連項目最直接的經(jīng)濟收益。通過使用邊際成本較低的自發(fā)綠電，減少了對高價電網(wǎng)電力的采購。其節(jié)約費用，即為電網(wǎng)購電成本與自發(fā)綠電成本之間的價差，與自發(fā)自用電量的乘積。
富余電量售電收入：這是綠電直連項目中的補充性收入來源。當項目發(fā)出的綠電滿足自身需求后，如果還有富余，這些富余電量就會被輸送回公共電網(wǎng)，形成售電收入。
富余電量綠證收益：這是綠電直連項目中獨立于電力銷售的環(huán)境價值收益。該收益源于將富余電量上網(wǎng)獲得的綠證單獨出售所獲得的額外收入。
（三）運營成本
在綠電直連項目的整個運營周期內(nèi)，現(xiàn)金流出不僅在于初期投入，更貫穿于各類持續(xù)性運營支出，主要包括設(shè)備日常運維、電網(wǎng)購電，以及伴隨電力交易產(chǎn)生的各種費用，包括輸配電費、政府性基金及附加、系統(tǒng)運行費、線損費用等。這些支出共同構(gòu)成了項目運營期的現(xiàn)金流負擔。
日常運維成本：日常運維主要包括設(shè)備檢修、部件更換、技術(shù)監(jiān)測及日常管理等。一般運維成本可占到總投資的1%-3%，但由于風機含大量旋轉(zhuǎn)機械部件，且長期處于高空振動等復雜工況，其運維成本通常高達總投資的15%-30%。
電網(wǎng)購電費用：在新能源場站發(fā)電不足或故障時，用電企業(yè)從公共電網(wǎng)購買電力所需承擔的綜合成本（電量電費+輸配電費+政府性基金及附加+系統(tǒng)運行費+線損費用）。
當我們將前述所有成本逐一理清后，一個核心問題便浮出水面：項目自發(fā)自用的每一度綠電，真實成本究竟是多少？答案在于一個核心指標：自發(fā)自用度電成本。該成本計算公式如下：
而項目建成后的用電度電成本，需綜合考量不同時段自電網(wǎng)購入的電量及其對應(yīng)市場價格，以及自發(fā)自用電量對應(yīng)的內(nèi)部發(fā)電成本，按用電比例加權(quán)平均得出。公式如下：
（四）財務(wù)評價
在評估綠電直連項目的投資價值時，投資回收周期是最直接、最關(guān)鍵的財務(wù)指標。假設(shè)項目在全生命周期結(jié)束后直接報廢，其計算方式可簡化為總投資金額除以每年凈收益，其中凈收益可理解為電網(wǎng)購電電價與項目建成后實際用電度電成本之差，再乘以總用電量。其中，電網(wǎng)購電電價為工商業(yè)用戶到戶均價與綠電溢價之和。
圖1 綠電直連項目回收周期計算分解圖
案例演示：并網(wǎng)型綠電直連項目測算
在完成綠電直連項目的整體經(jīng)濟性理論分析（涵蓋投資成本、收益測算、運營成本與財務(wù)評價等維度）的基礎(chǔ)上，本文進一步選取某年用電量達15億kWh的連續(xù)生產(chǎn)型用戶作為樣本，開展并網(wǎng)型綠電直連項目的具體經(jīng)濟性測算。
項目擬建設(shè)一條15公里110kV專用輸電線路，配套110kV升壓站及220kV變壓器，并依據(jù)“以荷定源”原則及三項硬性比例指標，分別確定光伏、風電及風光互補三種模式下的新能源裝機規(guī)模。
1192號文提到了用戶可自主選擇兩部制或單一容（需）量收費機制，因此本次測算對比了兩種收取輸配電費的方式對項目經(jīng)濟性的影響；此外，650號文中提到“并網(wǎng)型綠電直連項目應(yīng)通過合理配置儲能、挖掘負荷靈活調(diào)節(jié)潛力等方式，充分提升項目靈活性調(diào)節(jié)能力，盡可能減小系統(tǒng)調(diào)節(jié)壓力?！币虼?，本次測算對于配儲前后項目的經(jīng)濟性測算也進行了對比。
圖2 并網(wǎng)型綠電直連項目全景架構(gòu)圖
(一）光伏模式
圖3 光伏典型出力曲線與連續(xù)生產(chǎn)型用戶負荷曲線適配性示意圖
經(jīng)測算，發(fā)現(xiàn)采用單一制容（需）量輸配電費模式后，光伏模式具備較好經(jīng)濟性，配儲后經(jīng)濟性更佳。項目對應(yīng)兩種輸配電費收取方式分別測算度電成本為0.595元、0.522元，回收周期為10.5年、7.3年。若配備儲能，能夠有效提升發(fā)用曲線適配度，減少電網(wǎng)購電支出，度電成本降至0.507元、0.432元，回收周期縮短至9.3年、7.1年（表1）。
表1 光伏模式綠電直連項目收益情況
(二）風電模式
圖4 風電典型出力曲線與連續(xù)生產(chǎn)型用戶負荷曲線適配性示意圖
經(jīng)測算，發(fā)現(xiàn)風電模式經(jīng)濟性良好，項目可行性高。項目對應(yīng)兩種輸配電費收取方式測算度電成本分別為0.483元、0.391元，回收周期為6.8年、5.1年。由于風電與連續(xù)生產(chǎn)型用戶負荷已經(jīng)具備較好的匹配度，配建儲能雖然同樣可以提升經(jīng)濟效益，但提升幅度不如光伏模式顯著。若配備儲能，度電成本降低至0.457元、0.364元（表2）。
表2 風電模式綠電直連項目收益情況
(三）風光互補模式
圖5 風光典型出力曲線與連續(xù)生產(chǎn)型用戶負荷曲線適配性示意圖
經(jīng)測算，發(fā)現(xiàn)風光互補模式具備最優(yōu)的經(jīng)濟優(yōu)勢。項目對應(yīng)兩種輸配電費收取方式測算度電成本分別為0.448元、0.329元，對應(yīng)回收周期分別為7.7年、5.6年，具備與配儲相接近的經(jīng)濟優(yōu)勢（表3）。
表3 風光互補模式綠電直連項目收益情況
（四）分析與結(jié)論
經(jīng)過上述對該連續(xù)生產(chǎn)型用戶進行的光伏、風電及風光互補三種模式的經(jīng)濟性測算對比，發(fā)現(xiàn)風電相較于光伏具有更顯著的經(jīng)濟優(yōu)勢。這是由于風電的出力特性與連續(xù)生產(chǎn)負荷高度匹配，能夠有效提升自發(fā)自用比例，減少電網(wǎng)購電量，從而降低度電成本。而光伏不僅在單位投資成本上具備優(yōu)勢，其白天的出力高峰恰與風電午間出力較低的時段形成天然的互補特性?；谶@一互補關(guān)系，風光互補模式將兩者的優(yōu)勢有機結(jié)合，在降低項目度電成本的同時，還有效控制了項目的投資規(guī)模，提升整體項目的經(jīng)濟性與可行性。
此外，配儲雖能降低度電成本，但僅當新增收益大于儲能成本時才能縮短回收周期。光伏出力集中于午間低價時段，通過儲能轉(zhuǎn)移至傍晚高價時段，收益提升顯著，更易覆蓋儲能成本；風電則因與連續(xù)生產(chǎn)負荷匹配度較高（如夜間高風速對應(yīng)峰電需求），配儲的邊際收益空間較小，經(jīng)濟性改善有限。
結(jié)語
本文對綠電直連項目的經(jīng)濟性測算主要圍繞“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”這一基礎(chǔ)運營模式及其配套儲能方案展開。然而在實際運行中，調(diào)控策略仍有較大挖掘空間，一方面在于交易策略的靈活加成，另一方面依托于市場機制的持續(xù)完善。因此，經(jīng)濟性測算方法也需實現(xiàn)從靜態(tài)評估向動態(tài)、多維模型的轉(zhuǎn)型，構(gòu)建能夠響應(yīng)政策與市場變化的多維評估體系，從而將潛在的經(jīng)濟提升空間切實轉(zhuǎn)化為項目效益，持續(xù)釋放綠電直連的綠色價值與投資吸引力。
