算清这笔账，绿电直连成本立降！详解过网费收取规则

在绿电直连交易中，电能物理上依然需要通过国家电网或南方电网等公共电网进行输送。电网企业为维护、运营电网付出了成本，因此需要向交易双方收取“过网费”。这份费用直接影响到绿电交易的最终电价和经济性，其合理性直接关乎项目的经济性与可持续性，是交易双方必须核心考量的关键因素。了解绿电直连管理系统，咨询服务:1.3.7-5.0.0.4-6.2.0.0。本文将深入剖析绿电直连过网费用的收取标准及其背后逻辑。

一、什么是过网费？

过网费，也称“输配电价”，是指电网企业为提供电能输送和配电服务，向发电企业或电力用户收取的费用。它可以理解为电能的“高速公路通行费”。

在绿电直连交易中：

发电企业出售的是电能的“出厂价”（即上网电价）。

用电企业支付的是“出厂价 + 过网费 + 政府性基金及附加”等。

电网企业通过收取“过网费”来回收其电网投资和运营成本，并获取合理收益。

二、过网费的定价依据与政策核心

2025 年 5 月 30 日，国家发改委和能源局发布的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，为过网费用收取奠定了政策基调。文件指出，绿电直连项目应按国务院价格、财政主管部门相关规定，缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。这一规定从国家层面明确了费用构成框架，强调了合规缴费的重要性，为各地制定具体标准提供了上位法依据。

定价方式： 现行输配电价主要采用 “电量电价” 的形式，即按实际交易电量收取（单位：元/千瓦时）。部分大用户也可能涉及“容量电价”或“需量电价”。

价格透明： 各省/省级电网的输配电价标准是公开透明的，可以在各省发改委（能源局）或电网公司官方网站查询到最新文件。

三、两种算法：专线 vs 公共电网

1. 物理专线直连（自建专线）

2. 公共电网代输（云直供/虚拟专线）

四、费用构成：多维度解析

1、输配电费：这是电网企业为用户提供电能输送和分配服务所收取的费用。在绿电直连中，自发自用部分因专线由企业投资自建，未占用电网资产，且不经过电网输配网络，可参照自备电厂规则免缴。如湖南省相关政策明确了这一豁免原则。而下网部分则按电压等级缴纳，电压越高费率越低，不同地区根据自身情况制定具体标准，像江苏 2025 年 3 月 10kV 的工商业输配电价为 0.122 元 /kWh ，35kV 为 0.216 元 /kWh。上网部分作为绿色电源上网，输配电费已计入销售电价，由最终用户承担，所以发电端免缴。

2、系统运行费：覆盖电力系统调节成本，包括调峰、调频等辅助服务以及抽水蓄能容量电费等。自发自用部分参照余热余压自备电厂免缴，多地实践中，此类自备电厂自发自用部分不承担系统运行费，绿电直连可借鉴。下网部分需全额缴纳，但参与调峰辅助服务市场可获收益抵扣费用。上网部分由电网统一调配承担相关成本，所以发电端免缴。

3、政策性交叉补贴：旨在实现社会公平和公共政策目标，对不同用户群体之间的电价进行交叉补贴。自发自用部分可比照资源综合利用自备电厂申请减免，但各省政策不同。下网部分全额缴纳，高耗能行业可能征收更高标准。上网部分发电端不直接承担交叉补贴，因此免缴。

4、政府性基金及附加：由政府设立并征收的专项基金，用于特定的公共事业或项目。常见的必缴项目有可再生能源发展基金（0.019 元 / 千瓦时）、农网还贷资金（0.02 元 / 千瓦时，部分地区减免）、重大水利工程建设基金（0.00105 元 / 千瓦时）、大中型水库移民后期扶持基金（0.0062 元 / 千瓦时）。自发自用及下网部分需缴纳，上网部分免缴，因为基金已通过电价传导至终端用户。

五、标准差异：地方实践各有侧重

1、云南模式：云南作为全国首个出台省级实施方案的省份，在费用收取上呈现差异化特点。并网型项目，自发自用电量需缴纳政府性基金、交叉补贴和系统运行费，但系统备用费仅按公用电网备用容量缴纳；离网型项目在承担政府性基金和交叉补贴基础上，完全豁免系统备用费。同时设置 “50 公里半径” 和 “同州 (市) 行政区域” 的地理限制，优先支持绿色铝、硅光伏等产业项目，并要求并网型项目自发自用量占比不低于 60%，上网电量不超过 20% ，通过这种方式既保障新能源消纳，又合理控制企业成本。

2、青海策略：青海更强调市场化机制，不设直连线路距离限制，鼓励新能源项目与负荷精准匹配。费用缴纳严格遵循国家规定，但未细化具体标准，为后续根据市场情况灵活调整留足空间。要求并网型项目自发自用量占比不低于 60%，2030 年前提高至 35%，上网电量上限 20%，关注出口外向型企业需求，助力企业应对贸易壁垒。

3、其他地区探索：陕西和河北已启动绿电直连项目申报，但费用细则仍未明确。陕西优先支持算力、钢铁、制氢等重点行业，要求项目 2028 年前建成；河北提出 “占用当地新能源资源量，但不占用 2025 年开发建设方案指导规模”，鼓励民营企业投资。这些地区未来的费用标准制定将对当地绿电直连项目发展产生深远影响。

六、优化方向：迈向合理高效

1、政策协同：国家层面应尽快出台新能源就近消纳输配电价定价机制，细化输配电费、系统运行费的计算方法，避免地方 “各自为政”，促进全国绿电直连市场的统一与规范。同时，地方政府在中央政策框架内，根据本地实际情况，进一步优化费用减免政策，对出口外向型企业、零碳园区等特殊场景，给予政府性基金减免或补贴，激发市场活力。

2、市场机制引入：加快推进电力辅助服务市场建设，让绿电直连项目更充分参与市场交易。通过峰谷价差交易降低用电成本，参与调频、调压等辅助服务获取收益，减少对行政收费的依赖。例如，在现货市场成熟地区，试点绿电直连与电力期货、绿证交易的结合，完善绿电价值发现与实现机制，从而间接优化过网费用结构。

3、技术赋能：鼓励企业通过技术创新，如配置储能系统、提升负荷柔性调节能力等，提高自发自用比例。一方面降低对公共电网的依赖，减少下网电量，从而降低相关费用支出；另一方面，通过提升绿电消纳的稳定性和可靠性，增强在费用协商中的话语权。

过网费是绿电直连交易中不可忽视的“硬成本”。收取标准是一个复杂的体系，涉及政策、市场、技术等多方面因素。合理的费用标准既能保障公共电网的可持续运营，又能推动绿电直连项目的蓬勃发展，实现新能源高效消纳与企业绿色发展的双赢局面，在实践中需不断优化完善。

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