新能源就近消纳再迎重磅政策文件。
9月12日，国家发展改革委、国家能源局对外发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（（发改价格﹝2025﹞1192号，下称“1192号文”）。
据国家发展改革委、国家能源局相关负责人介绍，为支持新能源就近消纳模式发展，国家和各地陆续出台多项政策，鼓励试点先行，但总体上发展仍然偏慢，主要原因是项目边界和保供责任不够清晰，对公共电网提供的稳定供应保障服务，项目应当承担的经济责任不够明确。
多位电力行业从业者认为，1192号文是对《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》的重要补充，明确了价格机制，有利于激励社会资本对就近消纳项目的合理投资，促进新型电力系统的健康发展。
明确就近消纳项目关键特征
国家发展改革委、国家能源局相关负责人介绍，近年来，我国新能源大规模发展，取得了举世瞩目的成就，但同时也面临消纳难度上升、电力系统调节压力加大等挑战。为此，各方积极探索消纳利用新能源的新模式，其中绿电直连、零碳园区、源网荷储一体化等就近消纳模式，可以有效促进新能源消纳利用、满足企业绿色用能需求，并减轻电力系统调节压力。
新能源需要就近消纳，根本原因在于其天生的不稳定性与电网要求的绝对稳定性之间存在矛盾。长途跋涉地输送不稳定的电力，在技术上是挑战，在经济上不划算，在实践中会造成巨大浪费。因此，就近消纳是当前技术条件下大规模发展新能源的必然要求。
新能源发电就近消纳项目既发电，也用电，发电时是发电企业、用电时是电力用户。为确保其在不同场景下身份清晰、责任明确，1192号文要求，项目应当具备以下基本条件：一是界面清晰。项目的电源、负荷、储能等应作为整体与公共电网连接，形成清晰的物理界面和安全责任界面，电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧。二是计量准确。项目应具备分表计量条件，由电网企业在发电、厂用电、并网、自发自用、储能等关口安装计量装置，准确计量各环节电量数据。三是以新能源发电为主。项目的新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%，2030年起新增项目不低于35%。
博众智合能源转型中国电力项目主任、中国可再生能源学会可再生能源发电并网专委会委员尹明表示，1192号文明确了新能源就近消纳类项目的四大关键特征：多元集成性、界面清晰性、电源绿色性、空间毗邻性。因此，当前此类项目主要涵盖绿电直连类项目、源荷储一体化项目、智能微电网、基于新能源的增量配电网项目等。
电价机制出炉，厘清“谁买单”问题
此次1192号文最受关注的亮点之一，即在电价机制的责权明确及创新。
国网能源研究院有限公司财审所副所长张超撰文称，现行电价制度已难以适应就近消纳项目的发展需要，其核心矛盾在于就近消纳项目承担的稳定供应保障成本不足，导致公平性问题凸显。一方面，就近消纳项目通过自发自用减小了外购电需求，输配电电量电费随下网电量的减少而降低，但项目仍需电网提供充足的输配电通道服务（如较大容量的受电变压器等），以确保在自平衡能力不足时的电力、电量供应，相关成本无法通过下网电量充分传导，反而转嫁给其他用户。另一方面，就近消纳项目仍需电力系统调节资源提供支撑服务，但由于缺少对应的价格机制，系统调节成本也由其他用户分担，这也违背了公平原则。
“（1192号文）按照‘谁受益、谁负担’的原则，针对性地解决了这一问题，为就近消纳项目的长期可持续发展提供了坚实的政策保障。”张超表示。
电力专家谷峰撰文提出，1192号文明确了就近消纳项目可以自主选择稳定供应保障服务（“可靠性”），建立了根据所需可靠性不同向公共电网系统付费的基本制度，明确划分就近消纳项目和公共电网之间的经济责任界面。
“由于缺乏统一的定价标准与清晰合理的经济责任界定，导致目前业内普遍形成了一种错觉，即就近消纳项目简单等同于‘优惠电’、电网的可靠性是免费服务，甚至产生了‘电网企业为维持售电量而阻挠项目’的误解，归罪电网企业为保持自身售电量阻碍就近消纳项目。”谷峰表示，究其本质，这其实是一场“买单之争”——享受了更可靠的电力服务，但这笔“更可靠的服务费”该由谁出、出多少、怎么出，缺乏政策性、机制性规定，1192号文的印发恰逢其时。
1192号文提出的输配电价机制既不同于用户侧分布式光伏自发自用电量完全不缴纳其对应的电量输配电费机制，也不同于增量配电网内部交易新能源电量不缴纳外部电网电量输配电费机制，而是将其折算为“单一容量制电价”。该机制下，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费。该规则与近期发布的《省级电网输配电价定价办法》（征求意见稿）“电网企业服务于新能源就近消纳等新型主体时，探索实行单一容量制电价”条款相呼应。
如何影响项目经济性
厦门大学管理学院讲席教授、中国能源政策研究院院长林伯强告诉新京报零碳研究院，1192号文的逻辑在于新能源就近消纳可提高效率降低成本，但此前尚无较好的价格机制来促进新能源就近消纳。后续价格机制是否能够有效落地，依然取决于各地政府如何执行。
尹明认为，新能源发电就近消纳项目虽看似与公共电网的直接联系减弱，但本质是将更多安全保障责任从公共电网转移至项目自身。这要求项目实施主体全面提升规划、设计、建设、运营、调控等全流程能力，一方面充分利用各类灵活调节资源，尤其需匹配适配的储能技术；另一方面创新储能装置商业模式，通过系统优化实现经济与安全的双重目标。
1192号文明确价格机制后，对于就近消纳项目的经济性将有哪些影响？
供职于中国能源研究会配售电专委会的吴俊宏认为，就近消纳项目的投资风险控制主要集中在项目投前决策和项目运营两个阶段。就项目投前决策阶段而言，应做好技术方案和商务方案的统筹考虑。就近消纳项目的收入机制完全不同于之前的新能源电站项目、分布式光伏项目甚至源网荷储一体化项目。随着各地电力现货市场规则的完善、136号文的普遍应用，就近消纳项目的经济性评估以及投资财务模型构建是一个基于电力市场规则、新能源/储能配置方案双向优化、用户合作商业模式的综合性问题。
中国华电集团有限公司徐倩岚与国家能源投资集团有限责任公司章琳楹共同撰文表示，1192号文明确就近消纳项目暂时按照下网电量缴纳系统运行费，逐步向按照占用容量等方式缴费过渡。也就是说，项目自发自用电量无需缴纳系统运行费，仅需公共电网购电部分付费即可，这对投资者无疑是一种短期红利。但后续逐步向按占用容量等方式缴费过渡，意味着投资者需提前规划成本，若未来按占用容量缴费，无论项目是否自发自用，只要占用了电网容量，就需缴纳系统运行费。投资者在测算成本时，需将这一未来成本纳入考量，避免政策过渡导致后期损失。
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