单一容量制的输配电费，最核心的就是容量的计算。
有关接入公共电网容量概念的细节我们在1192号文(4)：接入公共电网容量已经分析过了。高可靠性容量备份项目给我们提了个醒儿，就是代表接网容量的受电变压器容量之和并不一定就与负荷容量相同。
那么非容量备份项目的接网容量就一定会与负荷容量一致么？也不一定，这取决于整个项目是如何接入公共电网的。
这类项目的接入系统方式可以分为变电站形式或者开闭站形式，为方便表述，我们做如下假设，项目整体110kV接入公共电网，与电网之间有一处产权分界点。
用户按照容量方式向电网交基本电费，内部直供电源由风光储构成，我们先看下开闭站形式的接入。
开闭站
所谓开闭站，可以简单理解为开关站，意思就是一堆高压开关构成的站，因为项目110kV接入，那么经过开闭站之后相当于分成了若干条110kV内部支路。
这些支路有连接用电变压器给负荷供电的支路，也有连接风光储等内部电源的支路。
相当于说在这种接入方式下，内部电源与用电变压器是同等电压等级接入，处于共母并联状态。
那么在核算接入公共电网容量时，负荷支路变压器容量就要全算在内，这部分容量既会参与到基本电费的计算里，也就是加号的前项，也会参与到加号后项的计算中。
再看储能接入的变压器，而且参照工商业储能高压接入时对待储能接入变压器的处理机制，因为可以呈现出受电状态，所以有可能把储能变压器容量纳入到接网容量中。
以此身份参与到基本电费结算这个说得过去，各地也都是这样的要求的，四川还特意为了扶持工商业储能的应用出台了2年内豁免并疏导这部分增量基本电费的政策。
但在这种接入方式下，储能和负荷是存在同时满容量充电和用电这种情况的，那么电网就要按照接网容量来准备供电资源。这基于的是物理存在的现实，而不是基于项目的保证。
但储能变压器容量是不该放到加号后项的计算中的，因为其不承担负荷电量的供电责任，那是用电变压器的事儿。
倘若放在这里一起计算，相当于纳入接入公共电网容量和实际负荷容量之间又发生了较大的差距，也就会产生不实的理论用电量。
我们这里还没有讨论厂用电变压器，倘若也是高压接入的方式，那么它的处理机制和储能变压器一致，参与到加号前项基本电费计算，但不该参与到加号后项的计算。
这种方式下储能变压器容量的处理机制我们还是要留意，或许可以通过申报容量的形式豁免，这个话题下篇文章再议。
光伏和风电因为是纯电源的属性所以变压器作为升压变而不纳入到受电范围内。
于是可见，开闭站的接入方式下，负荷容量和负荷支路的变压器容量一致，假设负荷率和公布的平均负荷率也一致，那么据此计算出的理论负荷用电量和实际用电量相同。
从整体结算公式的角度看，自供电源没有影响最终的结算电量，和完全网侧直供相比，差额仅在于自用电量的交易和线损费、以及暂缓的系统运行费。
也可能有人会说内部电源电源的存在可以使得用户实际月最大需量降低，那么在基本电费也就是加号前项里可以获取一定的收益。
确实存在这种可能，不过这么大容量的项目，我们不能再以10kV用户的行为习惯来探讨这件事。
小用户大马拉小车的情况比比皆是，但对于高电压等级大容量的用户，尤其是就近消纳项目所面对的新增用户，规划的负荷容量和变压器容量该怎么配比是非常重要的。
虽然总有人提变压器的经济运行负荷率这样的概念，但我觉得只要不超过额定容量，就都是可以使用的范围。
经济运行考虑的是变压器的空载损耗和有载损耗在某个负荷率下可以实现单位变损最小化，这与我们之前讨论发电机组的平均度电成本所使用的倒U模型是一致的。
但损耗的经济性相比一次性投入的变压器购置费以及后续的基本电费来说是九牛一毛。
也不要以安全的角度来说这个事儿，满载运行的变压器就不安全了？一定要降载才符合要求么？那设定额定容量是干嘛的，满容量发电的火电机组是不是也不安全了。
基于这样的标准，根据预计的负荷容量来配置变压器以达到安全和经济的匹配就很重要，但这里的经济不是变压器运行的经济，而是整个项目在1192号文规定下的输配电费计算上的最优，所以变压器容量也就该代表负荷的最大需量。
我们再换一个角度，如果内部的电源可以稳定地控制最大需量，要可以贡献到什么程度呢？
我们已知需量电价和容量电价的比值是1.6，反过来说最大需量低于变压器容量的62.5%时选择需量缴费才划算，所以内部电源能提供的降需功能是否能达到这个指标就很关键。
总体分析下来，开闭站的接入方法相比于常规直供来说，电费经济性上肯定走不通，但我并不是说这种方式无效，因为我们只谈论电费，并未加入绿电溯源以及项目示范等非电费因素。
而从650号文以及1192号文来看，主流的接入方式应该为变电站的形式，只有这种形势下，参与到输配电费计算的接入公共电网容量才可能低于实际负荷容量。
变电站
变电站接入的方式，相当于全部项目资源，包含负荷，风光储以及对应厂用电，用一台110kV变压器接入电网。
相当于这些资源以变压器的二次侧10kV电压等级接入。
风光储的发电量剔除厂用电后就可以直接通过10kV线路供应同母线上的负荷，不足的部分再通过110kV变压器提供。
这样就可使得实际负荷的容量可高于上级110kV变压器的容量，相当于接入公共电网容量数值变小了，以此计算的基本电费和加号后项费用都随之降低，这才是就近消纳项目基于单一容量制输配电费下的优化目标。
而负荷容量与接网的变压器容量差额可有多大，就取决于内部电源能替代多少的网侧供给容量。
但这样的方式也有个大弊端，那就是风光的装机容量做不大。
假设110kV变压器容量为50兆瓦，那么风光的额定容量难以突破50兆瓦，否则就可能发生反向越限的问题。
而越小的风光装机容量则代表越小的发电量，这也会影响到自用电量对实际负荷电量的占比要求，所以在做规划时就一个需要寻求最优容量的过程。
基于实际负荷容量这个已知值，目标求解风光储容量的配置，二者差值就受电变压器容量，而受电变压器容量又会反向制约风光的装机容量以及储能的变流器容量。
也可能有人会提出为了提高风光的装机容量，让这两个电源要素高压接入，只留储能在低压侧接入。
这种情况下虽然发电能力提升了，但是提供给负荷的电量还是要通过受电变压器的高压侧受入，那么想要节约的受电变压器容量就要打折扣。
低压接入的要素充足才可以使得高压容量相对缩减，现在电源还是在高压侧，低压侧只留一个储能，而这套储能充电依然要通过这台受电变压器，调节能力就非常有限了。
在这里我想再说一种可能，既然我们希望在负荷容量一定的情况下，受电变压器容量越小越好，那么就需要在低压侧部署充分的容量供给能力，可是受电变压器容量又限制了这种能力的部署，那么有没有什么方式可能突破这个限制呢？
我觉得可以尝试直流的方式。
把风光和储能电池以直流的方式共母，再统一通过变流器接入到受电变压器的低压侧，和负荷共母。
变流器的额定容量不超过受电变压器容量即可，波动的风光资源配合储能构成一个单点接入的电源，而且变流器和上级变压器的额定容量也限制了风光出力超过受电变压器容量的可能。
小结
开闭站和变电站不同接入方式对于接入公共电网容量的影响分析到此，但关于容量的话题还没有结束。
我们目前讨论的负荷容量、受电变压器容量乃至内部电源稳定供应容量都是基于物理实际。
在650号文里提及过，但没有在1192号文里续说的还有一个容量概念叫做申报容量，而且650号文允许绿直项目和电网之间约定申报容量以外的供电责任。
那么我们已经分析完的接入公共电网容，也就是受电容量除了可以和负荷容量不同外，似乎还可以与申报容量有所不同。
下一篇，我们就结合这两份文件，聊聊申报容量、受电容量以及负荷容量。而决定三者间大小关系的，就是内部电源的稳定供给能力。
原标题：1192号文(5)：接入形式，变电站OR开闭站
