在綠電直連交易中，電能物理上依然需要通過國家電網或南方電網等公共電網進行輸送。電網企業為維護、運營電網付出了成本，因此需要向交易雙方收取“過網費”。這份費用直接影響到綠電交易的最終電價和經濟性，其合理性直接關乎項目的經濟性與可持續性，是交易雙方必須核心考量的關鍵因素。本文將深入剖析綠電直連過網費用的收取標準及其背后邏輯。

一、什么是過網費？

過網費，也稱“輸配電價”，是指電網企業為提供電能輸送和配電服務，向發電企業或電力用戶收取的費用。它可以理解為電能的“高速公路通行費”。

在綠電直連交易中：

發電企業出售的是電能的“出廠價”（即上網電價）。

用電企業支付的是“出廠價 + 過網費 + 政府性基金及附加”等。

電網企業通過收取“過網費”來回收其電網投資和運營成本，并獲取合理收益。

二、過網費的定價依據與政策核心

2025 年 5 月 30 日，國家發改委和能源局發布的《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》，為過網費用收取奠定了政策基調。文件指出，綠電直連項目應按國務院價格、財政主管部門相關規定，繳納輸配電費、系統運行費用、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用。這一規定從國家層面明確了費用構成框架，強調了合規繳費的重要性，為各地制定具體標準提供了上位法依據。

定價方式 ：現行輸配電價主要采用“電量電價” 的形式，即按實際交易電量收取（單位：元/千瓦時）。部分大用戶也可能涉及“容量電價”或“需量電價”。

價格透明 ：各省/省級電網的輸配電價標準是公開透明的，可以在各省發改委（能源局）或電網公司官方網站查詢到最新文件。

三、兩種算法：專線vs 公共電網

1. 物理專線直連（自建專線）

2. 公共電網代輸（云直供/虛擬專線）

三、費用構成：多維度解析

1、 輸配電費 ：這是電網企業為用戶提供電能輸送和分配服務所收取的費用。在綠電直連中，自發自用部分因專線由企業投資自建，未占用電網資產，且不經過電網輸配網絡，可參照自備電廠規則免繳。如湖南省相關政策明確了這一豁免原則。而下網部分則按電壓等級繳納，電壓越高費率越低，不同地區根據自身情況制定具體標準，像江蘇2025 年 3 月 10kV 的工商業輸配電價為 0.122 元 /kWh ，35kV 為 0.216 元 /kWh。上網部分作為綠色電源上網，輸配電費已計入銷售電價，由最終用戶承擔，所以發電端免繳。?

2、 系統運行費 ：覆蓋電力系統調節成本，包括調峰、調頻等輔助服務以及抽水蓄能容量電費等。自發自用部分參照余熱余壓自備電廠免繳，多地實踐中，此類自備電廠自發自用部分不承擔系統運行費，綠電直連可借鑒。下網部分需全額繳納，但參與調峰輔助服務市場可獲收益抵扣費用。上網部分由電網統一調配承擔相關成本，所以發電端免繳。?

3、 政策性交叉補貼 ：旨在實現社會公平和公共政策目標，對不同用戶群體之間的電價進行交叉補貼。自發自用部分可比照資源綜合利用自備電廠申請減免，但各省政策不同。下網部分全額繳納，高耗能行業可能征收更高標準。上網部分發電端不直接承擔交叉補貼，因此免繳。?

4、 政府性基金及附加 ：由政府設立并征收的專項基金，用于特定的公共事業或項目。常見的必繳項目有可再生能源發展基金（0.019 元 / 千瓦時）、農網還貸資金（0.02 元 / 千瓦時，部分地區減免）、重大水利工程建設基金（0.00105 元 / 千瓦時）、大中型水庫移民后期扶持基金（0.0062 元 / 千瓦時）。自發自用及下網部分需繳納，上網部分免繳，因為基金已通過電價傳導至終端用戶。

四、標準差異：地方實踐各有側重?

1、 云南模式 ：云南作為全國首個出臺省級實施方案的省份，在費用收取上呈現差異化特點。并網型項目，自發自用電量需繳納政府性基金、交叉補貼和系統運行費，但系統備用費僅按公用電網備用容量繳納；離網型項目在承擔政府性基金和交叉補貼基礎上，完全豁免系統備用費。同時設置“50 公里半徑” 和 “同州 (市) 行政區域” 的地理限制，優先支持綠色鋁、硅光伏等產業項目，并要求并網型項目自發自用量占比不低于 60%，上網電量不超過 20% ，通過這種方式既保障新能源消納，又合理控制企業成本。?

2、 青海策略 ：青海更強調市場化機制，不設直連線路距離限制，鼓勵新能源項目與負荷精準匹配。費用繳納嚴格遵循國家規定，但未細化具體標準，為后續根據市場情況靈活調整留足空間。要求并網型項目自發自用量占比不低于60%，2030 年前提高至 35%，上網電量上限 20%，關注出口外向型企業需求，助力企業應對貿易壁壘。?

3、 其他地區探索 ：陜西和河北已啟動綠電直連項目申報，但費用細則仍未明確。陜西優先支持算力、鋼鐵、制氫等重點行業，要求項目2028 年前建成；河北提出 “占用當地新能源資源量，但不占用 2025 年開發建設方案指導規模”，鼓勵民營企業投資。這些地區未來的費用標準制定將對當地綠電直連項目發展產生深遠影響。

五、優化方向：邁向合理高效?

1、政策協同 ：國家層面應盡快出臺新能源就近消納輸配電價定價機制，細化輸配電費、系統運行費的計算方法，避免地方“各自為政”，促進全國綠電直連市場的統一與規范。同時，地方政府在中央政策框架內，根據本地實際情況，進一步優化費用減免政策，對出口外向型企業、零碳園區等特殊場景，給予政府性基金減免或補貼，激發市場活力。

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2、 市場機制引入 ：加快推進電力輔助服務市場建設，讓綠電直連項目更充分參與市場交易。通過峰谷價差交易降低用電成本，參與調頻、調壓等輔助服務獲取收益，減少對行政收費的依賴。例如，在現貨市場成熟地區，試點綠電直連與電力期貨、綠證交易的結合，完善綠電價值發現與實現機制，從而間接優化過網費用結構。

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3、 技術賦能 ：鼓勵企業通過技術創新，如配置儲能系統、提升負荷柔性調節能力等，提高自發自用比例。一方面降低對公共電網的依賴，減少下網電量，從而降低相關費用支出；另一方面，通過提升綠電消納的穩定性和可靠性，增強在費用協商中的話語權。

過網費是綠電直連交易中不可忽視的“硬成本”。收取標準是一個復雜的體系，涉及政策、市場、技術等多方面因素。合理的費用標準既能保障公共電網的可持續運營，又能推動綠電直連項目的蓬勃發展，實現新能源高效消納與企業綠色發展的雙贏局面，在實踐中需不斷優化完善。

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審核編輯 黃宇