01先说结论
三句话，先把问题从“谁出钱”扭到“还能剩多少”：
经济上一定是用电方出
线损是物理损耗，过网费是通道租金，两者都不会凭空消失。合同怎么写只改变现金流的名义流向，不改变谁最终承担。发电方“承担”过网费，等价于报价里已经扣掉这笔钱。
过网费是生死项，线损是精度项
线损量级在 1%—3%，影响每度电几厘钱；过网费量级在 0.04—0.12 元/kWh，能吃掉价差的一半。谈判桌上争线损，是争错了对象。
线损必须逐时算，不能乘系数
可变损耗按电流平方走，固定损耗（变压器空载、电晕）是常数。风电、光伏利用小时低，固定损耗被摊薄得厉害，实际线损率和设计值能差 40% 以上。
直连项目的电价空间 = 用户侧可避免的购电成本 − 发电侧 LCOE − 通道成本。通道成本就是线损、过网费、基金附加、备用费四项之和。它不由谁承担决定，只由总额决定——写进发电方的报价，还是写进用电方的账单，两边加起来的数一样。所以谈判要盯的不是“谁出”，而是三件事：通道成本一共多少、按什么口径核、超了怎么调。
02直连的四段成本，拆开看
“直连”两个字在实际项目里有很大弹性。从完全不碰公共电网，到只在计量上做个区分，中间有大量形态。但不管哪种形态，从发电侧到用户侧的钱都由四段构成：
| 成本项 | 量级（示意） | 收给谁 | 能不能谈 |
|---|---|---|---|
| 发电成本 | 0.20—0.30 元/kWh | 发电方 | 由造价与利用小时决定，谈不出花来 |
| 专线线损 | 1%—3%（低利用小时更高） | 产权方，或按合同分摊 | 可谈口径，不可谈物理量 |
| 过网费 | 0.04—0.12 元/kWh | 电网企业 | 只谈“走不走网”，不谈费率 |
| 基金附加、备用费 | 0.01—0.03 元/kWh | 财政 / 电网 | 不可谈，只能确认适用口径 |
四项当中，前两项在可研里通常会被反复讨论，后两项经常被漏掉。但恰恰是后两项的合计，常常等于发电成本的三分之一。一个 3 亿度的项目，0.03 元/kWh 的附加就是 900 万元/年，比一条 28 km 专线的全部投资摊销还高。
算这四段之前，必须先回答一个问题：这条线是否物理上脱离公共电网。脱离的，只缴基金附加与备用费；不脱离、只是计量上分开的，等同于“绿电交易 + 专线”，输配电价照缴。同一个项目，两种形态的通道成本能差 5 倍以上。这一条不定，后面的账全是白算。
03线损：额定线损率为什么不能用
工程设计文件里通常给一个“线损率”，比如 110 kV 架空线路 2.0%。这个数的含义是额定输送功率下的损耗比例，不是全年损耗比例。直接拿它乘年电量，会算错，而且错的方向还不固定。
原因是损耗由两部分组成，随负载变化的规律完全相反：
| 损耗类型 | 随负载怎么变 | 年损耗率怎么算 | 低负载时 |
|---|---|---|---|
| 可变损耗（I²R） | 与电流平方成正比 | 额定值 × 负载率 | 同比下降 |
| 固定损耗 | 与负载无关（变压器空载、电晕、计量） | 年固定损耗电量 ÷ 年输送电量 | 同比放大 |
推导只用一步：可变损耗功率 ∝ I²，输送功率 ∝ I，所以可变损耗率 ∝ I，也就是按负载率等比缩小。固定损耗是常数，而分母（年输送电量）按负载率下降，所以固定损耗率按负载率倒数放大。两者方向相反，合成结果取决于谁占大头。
结果和多数人的直觉相反：利用小时越低的电源，年线损率可能反而更低，但不会低很多，而且固定损耗占比会急剧上升。举一条 110 kV、28 km、额定输送 120 MW 的专线：
| 电源类型 | 年利用小时 | 负载率 | 可变线损率 | 固定损耗率 | 合计 |
|---|---|---|---|---|---|
| 风电 | 2 500 | 28.5% | 2.0% × 0.285 = 0.57% | 0.87% | 1.44% |
| 光伏 | 1 300 | 14.8% | 2.0% × 0.148 = 0.30% | 1.67% | 1.97% |
| 基荷电源 | 6 000 | 68.5% | 2.0% × 0.685 = 1.37% | 0.36% | 1.73% |
| 按额定值直接乘 | — | — | 2.00% | — | 2.00% |
风电 1.44%、光伏 1.97%、基荷 1.73%，而设计文件给的是 2.00%。对风电，直接用额定值会高估 39%；对光伏反而接近；对基荷低估 14%。三个方向都不一样，没有一个系数能通吃。
差 0.56 个百分点，在 3 亿度电量上是 168 万 kWh，按发电成本 0.22 元/kWh 计是 37 万元/年的收入差；按用户侧 0.55 元/kWh 计，是用电方多花 92 万元。数字不算致命，但它是系统性偏向一方的误差——高估线损，对发电方不利；低估线损，对用电方不利。所以这一项要么逐时算准，要么在合同里明确“以实测计量为准、按季结算”，不要在一开始就钉死一个数。
① 线路参数（电阻、电抗、长度、电压等级）；② 8 760 小时的输送功率曲线（由电源出力曲线扣除厂用电得到）；③ 变压器空载损耗铭牌值。有这三样，损耗可以按小时算到 1% 以内的精度。能耀的 XDesigner 里这一步在潮流模块完成，输出的是逐时损耗电量，直接进电量平衡表。
04过网费：三种情形，三种算法
过网费是四项里唯一能改变项目性质的。它按“是否使用公共电网资产”分三种情形，算法完全不同：
| 情形 | 物理形态 | 过网费 | 其余费用 |
|---|---|---|---|
| A · 完全独立 | 点对点专线，产权自有，不碰公共电网 | 不缴输配电价 | 基金附加、备用费仍需确认 |
| B · 部分借道 | 中间 T 接或穿越公共电网资产，代输 | 按借道段电压等级缴对应输配电价 | 按实际计量电量计 |
| C · 名义直连 | 电源上网、用户从电网购电，仅协议绑定 | 全额输配电价 | 等同常规购电，另加绿电溢价 |
三种情形的成本差有多大，看一个 3 亿度的项目就明白：
| 情形 | 单位过网费 | 年过网费 | 占年发电收入（按 0.35 元/kWh） |
|---|---|---|---|
| A · 完全独立 | 0 | 0 | 0 |
| B · 部分借道（110 kV） | 0.05 元/kWh | 1 500 万元 | 14.3% |
| C · 名义直连 | 0.10 元/kWh | 3 000 万元 | 28.6% |
A 与 C 之间差 3 000 万元/年。一个总投资 6 亿元的风电项目，这相当于把全投资 IRR 从 8% 拉到 3% 以下。所以“直连”这个词在商务沟通里必须问清是哪一种——很多被称作直连的项目，实质是 C，那它就只是一个长期绿电购电协议，不是直连。
部分借道时，过网费按“借道段电压等级”对应的输配电价计，而借道段可能跨两个电压等级（比如 220 kV 借一段、110 kV 借一段）。按最高电压等级算会低估算，按最低算会高估。正确做法是请电网出具“接入系统方案”与“输配电价适用口径”的书面确认——这不是能靠测算绕过去的，必须有文件。
05谁承担：不是立场问题，是结构问题
回到最初的问题。合同里写“线损由发电方承担”还是“由用电方承担”，在现金流量表上的差别只是收入端还是成本端，合并起来一样。真正需要谈清的是下面三件事，它们才会改变总金额：
| 条款 | 写法一（推荐） | 写法二（常见但有坑） | 差别 |
|---|---|---|---|
| 线损口径 | 约定损耗率区间 + 超限调整机制 | 把损耗折进电价，一口价 | 写法二下，实际损耗超标由发电方独吞 |
| 结算电量 | 按用户侧关口表计量结算 | 按发电侧计量结算 | 差 1 个百分点线损 = 3 亿度的 300 万 kWh |
| 过网费变动 | 政策调整时电价随之调整 | 电价固定 20 年 | 写法二下，费率上调全由一方承担 |
第二行最值得强调。“按哪块表结算”比“谁承担线损”实在得多。按发电侧表结算，等于用电方按发电量付钱，损耗由用电方自己承担（他收到的电少了，但钱照付）；按用户侧表结算，等于发电方按到货量收钱，损耗由发电方承担。同样一句“线损双方各半”，挂在不同的表上，结果可以差一倍。
第三行同样重要。直连合同动辄 15—20 年，而输配电价、基金附加在这期间几乎必然调整（过去十年调整过多次）。固定电价 + 不设调整机制，等于让一方承担全部政策风险。合理的写法是“电价随国家核定的输配电价与政府性基金及附加同步调整”，并把调整公式附在合同里。
06一笔完整的账：3 亿度风电直连
把上面几项合起来。设定：风电 120 MW、年发电 3.0 亿 kWh、LCOE 0.22 元/kWh；110 kV 专线 28 km，B 情形；用户年用电 3.6 亿 kWh，原综合购电价 0.55 元/kWh。
| 项目 | 计算 | 金额 | 折单位 |
|---|---|---|---|
| 发电成本 | 3.0 亿 × 0.22 | 6 600 万元 | 0.2200 元/kWh |
| 线损（1.44%） | 432 万 kWh × 0.22 | 95 万元 | 0.0032 元/kWh |
| 过网费 | 3.0 亿 × 0.05 | 1 500 万元 | 0.0500 元/kWh |
| 基金附加与备用费 | 3.0 亿 × 0.0285 | 855 万元 | 0.0285 元/kWh |
| 直连到户成本 | 合计 | 9 050 万元 | 0.3017 元/kWh |
直连电量只覆盖 83.3% 的用电，剩下 16.7% 仍按 0.55 元/kWh 从电网购：
相比原 0.55 元/kWh，年节省 7 420 万元。这就是这块价差蛋糕的总量——发电方与用电方怎么分，是后面第三篇要谈的事，但蛋糕有多大，由这四段成本决定，一分不多。
再看敏感性。同样一个项目，只改通道成本的三项：
| 变动 | 综合电价 | 年节省 | 相对基准 |
|---|---|---|---|
| 基准情形 | 0.3439 | 7 420 万元 | — |
| 过网费 0.05 → 0.08 | 0.3689 | 6 520 万元 | −900 万元 |
| 线损按额定 2.0% 高估 | 0.3482 | 7 265 万元 | −155 万元 |
| 情形 A（不缴过网费） | 0.3022 | 8 920 万元 | +1 500 万元 |
过网费 0.03 元的变动值 900 万元，线损算错值 155 万元。量级差近六倍。这印证了第一句话：过网费是生死项，线损是精度项。谈判时间该按这个比例分配。
07三个最容易错的地方
这是最常见的做法，误差可达 40% 以上，且方向随电源类型变化。更麻烦的是它看起来有依据——设计文件上明明写着 2.0%。正确的做法是按 8 760 小时潮流计算，或在合同里约定“以关口表实测结算、不预设损耗率”。
两者的电量流、资金流、费用结构完全不同。名义直连（C 情形）要缴全额输配电价，成本与常规购电几乎一样，只多了一个长期价格锁定和绿电属性的声明。如果商务方案里说“直连能省 0.2 元/kWh”，先问一句：过网费算了吗。
直连后用户仍需与电网保持备用关系（否则电源故障即停产），备用容量费照缴；部分情形下还要为“可中断负荷”支付费用。这笔钱通常按变压器容量或最大需量计，与直连电量无关，所以电量越少、摊得越贵。一个只用 30% 电量走直连的项目，备用费折算到直连电量上可能高达 0.03 元/kWh。
08下一步
通道成本算清了，下一个问题是源荷曲线对不上时，多出来的电怎么办——上网、配储还是弃掉，这三条路的临界条件可以算出来。
09口径与引用说明
本文讲方法，所有费率与电价为示意值，不可直接引用为报价：
- 输配电价、政府性基金及附加、系统备用费均按当地现行目录执行，各省差异大且每年可能调整，本文数值仅用于演示量级；
- 线损率应依据线路参数与 8 760 小时输送功率曲线逐时计算，本文表中的可变/固定损耗拆分用于说明原理，实际项目以潮流计算为准；
- 直连的合法性、计量方式、结算主体须以当地能源主管部门与电网企业的书面意见为准，本文不构成政策适用性判断；
- LCOE 0.22 元/kWh 为陆上风电的示例值，随造价、利用小时、融资结构变化，实际项目应按自身参数计算；
- 本文的逐时线损、电量平衡与现金流在能耀的 XDesigner 中完成，按 8 760 小时计算，输出 15 张财务报表。
10相关阅读
同系列另外两篇，以及源网荷储里讲并网容量与需量的那一篇——三项费用经常被混在一起算。