近日，《關于完善價格機制促進新能源發電就近消納的通知》（發改價格〔2025〕1192號，以下簡稱“1192號文”）發布。其是對《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》（發改能源〔2025〕650號文，以下簡稱“650號文”）的重要補充，其明確了價格機制，有利于激勵社會資本對就近消納項目的合理投資，促進新型電力系統的健康發展。

文件要點

1192號文件是對650號文在價格機制方面的重要補充，其適用范圍不僅包括650號文的“一對一”的綠電直連項目，還適用于相關的新能源就近消納項目。文件要點如下：

明確了文件適用范圍

文件適用的就近消納項目指：對電源、負荷、儲能等作為整體與公共電網連接，形成清晰物理界面和安全責任界面、以新能源發電為主要電源的就近消納項目。具體技術要求為：就近消納項目電源應接入用戶和公共電網產權分界點的用戶側，新能源年自發自用電量占總可用發電量比例不低于60%，占總用電量比例不低于30%、2030年起新增項目不低于35%。

明確了就近消納項目輸配電價繳費機制

1192號文提出的輸配電價機制既不同于用戶側分布式光伏自發自用電量完全不繳納其對應的電量輸配電費機制，也不同于增量配電網內部交易新能源電量不繳納外部電網電量輸配電費機制，而是把將其折算為“單一容量制電價”。具體要求是：項目實行按容（需）量繳納輸配電費，月度容（需）量電費計算方法為：容（需）量電費=按現行政策繳納的容（需）量電費＋所在電壓等級現行電量電價標準×平均負荷率×730小時×接入公共電網容量。該機制下，下網電量不再繳納系統備用費、輸配環節的電量電費。該規則與近期發布的《省級電網輸配電價定價辦法》（征求意見稿）“電網企業服務于新能源就近消納等新型主體時，探索實行單一容量制電價”條款相呼應。

同時1192號文給出了一種可選擇性的輸配電價機制，即“可選擇繼續按現行兩部制輸配電價模式繳費，其中容（需）量電費按現行政策執行，電量電費根據實際用電量（含自發自用電量）以及所在電壓等級電量電價標準繳納。”

明確了自發自用部分電量暫減免系統運行費和政策性交叉補貼新增損益

1192號文對于系統運行費和交叉補貼給出了明確機制：“項目使用公共電網時視同工商業用戶，暫按下網電量繳納系統運行費，逐步向按占用容量等方式繳費過渡；暫免繳納自發自用電量的政策性交叉補貼新增損益。”

明確了線損費用按照下網電量繳納

1192號文指出，“項目用電時，應當直接參與市場交易，不得由電網企業代理購電，并按照下網電量承擔上網環節線損費用”。

進一步強調了參與電力市場的方式

項目與其他發電企業、電力用戶等具有平等市場地位，原則上作為統一整體參與電力市場。現貨市場連續運行地區，項目上網電量交易和價格結算按照市場規則執行；現貨市場未連續運行地區，原則上不向公共電網反向送電、不開展送電結算。項目新能源上網電量不納入新能源可持續發展價格結算機制。項目用電時，應當直接參與市場交易，不得由電網企業代理購電，并按照下網電量承擔上網環節線損費用。

文件最大亮點 電價機制高于預期

自650號文發布以來，對于綠電直連等就近消納項目要繳納哪些費用成為業內最關心的問題。不少業內人士均指出，如果輸配電價、系統運行費等全額繳納，且還要附加繳納交叉補貼，那么項目將不具備任何投資價值，650號文也會成為一紙空文。1192號明確了系統運行費、交叉補貼、線損對于自發自用電量的減免，這高于了市場預期。

另外，雖然輸配電價機制的經濟性效果不及單純減免自發自用電量部分的電量輸配電價，但該“單一容量制電價”有一定的科學性，且對于年利用小時數較高的用戶項目同樣能起到一定的輸配電價降低作用。

就近消納項目投資經濟性測算要點

1192號文明確了就近消納項目投資經濟性分析的邊界條件。就近消納項目投資經濟性將分為固定電價部分和變動的交易電價兩部分考慮。

固定電價部分指線損、系統運行費、交叉補貼、輸配電價等部分。線損、系統運行費根據自用電量相對容易測算，且是明確可以降低的成本；交叉補貼涵蓋在用戶繳納的輸配電價中，對用戶成本的分析沒有影響；輸配電價測算稍微復雜，雖其友好性不及采用兩部制電價機制完全減免自發自用部分電量，但對于大多數項目而言輸配電價的減少仍是有利的。需要注意的是，1192號文對系統運行費、交叉補貼的描述用詞是“暫按”、“暫免”。這對未來項目是否會增加該項成本具有一定的不確定性。總體而言，就近消納項目的上述固定電價部分都會降低，且其測算相對清晰。

變動的交易電價指的是就近消納項目新能源自發自用部分成本與參與當地電力市場成本的比較，這也是項目經濟性測算最大的難點。由于電力現貨市場價格或用戶分時零售電價是帶曲線的價格，且通常而言在當地新能源大發時段該電價較低，相反在當地新能源小發時段該電價較高。因此，就近消納項目不能簡單的拿自發自用新能源電價與當地代理購電價格、或新能源電力市場結算價格進行比較分析其經濟性，而是應結合就近消納項目自發自用電價、內部新能源發電曲線、用戶用電負荷特性曲線、當地電力市場價格曲線等綜合分析，通過8760h仿真綜合判斷采用內部新能源后用戶綜合采購電價的降低或升高情況。

需要注意的是，這部分電價有可能因為采用了新能源接入反而升高，比如在新能源過多、現貨市場完善的省份，如果僅采用光伏的就近消納，用戶綜合的采購電價成本（內部自發自用電量和市場采購的綜合成本）就有可能升高。

綜上，就近消納項目的經濟性分析是一項綜合性的工作。線損、系統運行費、交叉補貼、輸配電價等固定部分是比較明確可以降低的，但變動的交易電價部分則具有一定的不確定性。

就近消納項目投資風險控制措施

就近消納項目的投資風險控制主要集中在項目投前決策和項目運營兩個階段。

就項目投前決策階段而言，應做好技術方案和商務方案的統籌考慮。就近消納項目的收入機制完全不同于之前的新能源電站項目、分布式光伏項目甚至源網荷儲一體化項目。隨著各地電力現貨市場規則的完善、136號文的普遍應用，就近消納項目的經濟性評估以及投資財務模型構建是一個基于電力市場規則、新能源/儲能配置方案雙向優化、用戶合作商業模式的綜合性問題。

就項目運營階段而言，應做好電力交易運營工作。就近消納項目以新型經營主體身份參與市場，因具備更好的調節性能，使得其參與電力市場套利空間更大。而更加準確的發電功率預測、用戶電量預測則是保障優秀電力交易策略的基礎。

（作者：中國能源研究會配售電專委會 吳俊宏）

 

作者： 來源：電聯新媒 責任編輯：jianping