近日，《關(guān)于完善價格機制促進新能源發(fā)電就近消納的通知》（發(fā)改價格〔2025〕1192號，以下簡稱“1192號文”）發(fā)布。其是對《關(guān)于有序推動綠電直連發(fā)展有關(guān)事項的通知》（發(fā)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(tǒng)的健康發(fā)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(guān)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(wǎng)連接，形成清晰物理界面和安全責任界面、以新能源發(fā)電為主要電源的就近消納項目。具體技術(shù)要求為：就近消納項目電源應接入用戶和公共電網(wǎng)產(chǎn)權(quán)分界點的用戶側(cè)，新能源年自發(fā)自用電量占總可用發(fā)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(cè)分布式光伏自發(fā)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(wǎng)內(nèi)部交易新能源電量不繳納外部電網(wǎng)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(xiàn)行政策繳納的容（需）量電費＋所在電壓等級現(xiàn)行電量電價標準×平均負荷率×730小時×接入公共電網(wǎng)容量。該機制下，下網(wǎng)電量不再繳納系統(tǒng)備用費、輸配環(huán)節(jié)的電量電費。該規(guī)則與近期發(fā)布的《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法》（征求意見稿）“電網(wǎng)企業(yè)服務(wù)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(xù)按現(xiàn)行兩部制輸配電價模式繳費，其中容（需）量電費按現(xiàn)行政策執(zhí)行，電量電費根據(jù)實際用電量（含自發(fā)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(fā)自用部分電量暫減免系統(tǒng)運行費和政策性交叉補貼新增損益

1192號文對于系統(tǒng)運行費和交叉補貼給出了明確機制：“項目使用公共電網(wǎng)時視同工商業(yè)用戶，暫按下網(wǎng)電量繳納系統(tǒng)運行費，逐步向按占用容量等方式繳費過渡；暫免繳納自發(fā)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(wǎng)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(wǎng)企業(yè)代理購電，并按照下網(wǎng)電量承擔上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用”。

進一步強調(diào)了參與電力市場的方式

項目與其他發(fā)電企業(yè)、電力用戶等具有平等市場地位，原則上作為統(tǒng)一整體參與電力市場。現(xiàn)貨市場連續(xù)運行地區(qū)，項目上網(wǎng)電量交易和價格結(jié)算按照市場規(guī)則執(zhí)行；現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行地區(qū)，原則上不向公共電網(wǎng)反向送電、不開展送電結(jié)算。項目新能源上網(wǎng)電量不納入新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。項目用電時，應當直接參與市場交易，不得由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，并按照下網(wǎng)電量承擔上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用。

文件最大亮點 電價機制高于預期

自650號文發(fā)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(yè)內(nèi)最關(guān)心的問題。不少業(yè)內(nèi)人士均指出，如果輸配電價、系統(tǒng)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(tǒng)運行費、交叉補貼、線損對于自發(fā)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(jīng)濟性效果不及單純減免自發(fā)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(shù)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(jīng)濟性測算要點

1192號文明確了就近消納項目投資經(jīng)濟性分析的邊界條件。就近消納項目投資經(jīng)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(tǒng)運行費、交叉補貼、輸配電價等部分。線損、系統(tǒng)運行費根據(jù)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(fā)自用部分電量，但對于大多數(shù)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(tǒng)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(fā)自用部分成本與參與當?shù)仉娏κ袌龀杀镜谋容^，這也是項目經(jīng)濟性測算最大的難點。由于電力現(xiàn)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?shù)匦履茉创蟀l(fā)時段該電價較低，相反在當?shù)匦履茉葱“l(fā)時段該電價較高。因此，就近消納項目不能簡單的拿自發(fā)自用新能源電價與當?shù)卮�理購電價格、或新能源電力市場結(jié)算價格進行比較分析其經(jīng)濟性，而是應結(jié)合就近消納項目自發(fā)自用電價、內(nèi)部新能源發(fā)電曲線、用戶用電負荷特性曲線、當?shù)仉娏κ袌鰞r格曲線等綜合分析，通過8760h仿真綜合判斷采用內(nèi)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(xiàn)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(nèi)部自發(fā)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(jīng)濟性分析是一項綜合性的工作。線損、系統(tǒng)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(shù)方案和商務(wù)方案的統(tǒng)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(wǎng)荷儲一體化項目。隨著各地電力現(xiàn)貨市場規(guī)則的完善、136號文的普遍應用，就近消納項目的經(jīng)濟性評估以及投資財務(wù)模型構(gòu)建是一個基于電力市場規(guī)則、新能源/儲能配置方案雙向優(yōu)化、用戶合作商業(yè)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(jīng)營主體身份參與市場，因具備更好的調(diào)節(jié)性能，使得其參與電力市場套利空間更大。而更加準確的發(fā)電功率預測、用戶電量預測則是保障優(yōu)秀電力交易策略的基礎(chǔ)。

（作者：中國能源研究會配售電專委會 吳俊宏）

 

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