（发改价格〔2025〕1192号，以下简称“1192号文”），明确了新能源就近消纳项目的价格机制，现将文件

  在国家“双碳”战略目标推动下，我们国家新能源装机规模逐步扩大，同时带来了电网消纳困难、系统调节压力和成本增大的问题，这成为制约新能源高水平发展的重要的条件。《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高水平发展的通知》（发改价格[2025]136号）建立了新能源的可持续发展机制，《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源[2025]650号）提出了新能源生产和消费的融合机制，《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规[2025]7号）对分布式光伏按照装机规模、接入系统电压等级进行了分类，这些政策通过稳定新能源项目收益预期、满足企业绿色用能需求、促进新能源就近就地消纳利用，减轻了电力系统调节压力，支撑了新能源发展规划和国家“双碳”战略目标的实现。

  本次发布的“1192号文”对以上文件有关要求做了补充，明确了新能源就近消纳项目与电网之间的连接关系和责任划分，计量要求和结算方式，并以能源供应保障费用形式提出了单一容量制电价这种新的计费方式，与《省级电网输配电价定价办法》（修订征求意见稿）第十九条“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”相呼应。文件要点包括：

  1、就近消纳项目指以电源、负荷、储能等作为整体与公共电网连接，形成清晰物理界面和安全责任界面、以新能源发电为主要电源，即新能源必须处于负荷侧。

  3、就近消纳项目中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%。

  4、就近消纳项目公平承担输配电费。项目的下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费，实行按容（需）量缴纳输配电费，月度容（需）量电费计算方式为：

  容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730 小时×接入公共电网容量。

  其中，平均负荷率暂按所在省份 110 千伏及以上工商业两部制用户中等水准执行，接入公共电网容量为项目同时使用的受电变压器容量及不通过变压器接入的高压电动机容量之和。

  如不执行容（需）量电费政策，则继续按现行两部制输配电价模式缴费，其中容（需）量电费按现行政策执行，电量电费结合实际用电量（含自发自用电量）以及所在电压等级电量电价标准缴纳。

  5、就近消纳项目公平承担系统运行费。暂按下网电量缴纳系统运行费，逐步向按占用容量等方式缴费过渡；暂免缴纳自发自用电量的政策叉补贴新增损益。

  （1）项目上网电量按照市场规则参与交易和结算（现货市场未连续运行地区，上网电量不结算）、不纳入新能源可持续发展价格结算机制；

  （2）项目下网电量应当直接参与市场交易、不得由电网企业代理购电，下网电量承担上网环节线损费用。

  该文件将新能源发电项目与用电企业作为一个整体，视为就近消纳项目，意味着项目在电力市场中具有发电企业和用户的双重经营主体身份，实现了能源生产者和消费的人的融合，政策鼓励经营主体利用其双重身份，发挥自身调节能力获取收益，并促进电量就地消纳、电力就衡。

  假设项目中新能源发电总量为A,其中自发自用电量为A2,上网电量为A1，则有A1+A2=A(此处忽略新能源项目厂用电），A2≧60%A,A2≧3/2*A1。

  按照年度数据统计，满足以上条件的项目才能视为就近消纳项目，享受相应的电费政策。

  《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格[2021]1439号）要求，工商业用户全部进入电力市场，按照市场行情报价购电，取消工商业目录销售电价。《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格[2023]526号）第三条明确，“工商业用户的用电容量在315千伏安及以上的，执行两部制电价”；第四条明确，“工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行的成本、政府性基金及附加组成”。其中，系统运行的成本包括抽水蓄能容量电费、煤电容量电费、各类损益（预计将新增新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用）等。

  （1）上网电价按照直接交易用户标准缴纳，即电量为下网电量、电价为与售电公司结算的零售电价；

  （5）政府性基金及附加需按照全部用电量，即下网电量和自发自用电量之和缴纳，意味着所有用电量应承担国家能源发展的策略目标责任。

  “136号文”明确，“新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。自愿参与日前市场和中长期市场”。2025年6月1日起投产的新能源项目可参与“同类型新能源机制电价竞价”，由电网企业每月对纳入机制的电量按机制电价开展差价结算。

  “1192号文”规定，对于就近消纳项目，在现货市场未运行时，其向电网送电的电量不结算。现货市场运行时，可参与交易，但不参与新能源可持续发展价格机制，无场外补贴。相当于上网电量在现货市场裸奔，价格较低。

  （1）山东省某执行110千伏电压等级两部制电价的企业，并网变压器容量2*50000千伏安，年用电量6亿千瓦时，实际最大负荷10万千瓦。当前由某售电公司代理购电，零售电价0.4元/千瓦时。

  （2）企业缴纳的电费中，上网电价0.4元/千瓦时（对应零售电价）、上网环节线元/千瓦时、系统运行费0.03121元/千瓦时、输配电价0.1191元/千瓦时、容量电价35.2元/千瓦.月，政府性基金及附加0.02717分/千瓦时。

  （3）该企业计划2026年投产一座20万千瓦风电场。预计年发电量5亿千瓦时。并网方式拟在独立并网、就近消纳（即通过企业内部并入电网，其中1亿千瓦时送电网，4亿千瓦时自发自用，符合“1192号文”要求）两个方案中，通过新增风电场后减少的总电费支出选择。

  风电场独立并网时获得电费收入，总电费支出减少14915万元，计算过程如下：

  参考2025年山东省新能源项目竞价机制结果，以70%上网电量按0.319元/千瓦时、30%上网电量按0.25元/千瓦时（风电场加权实时均价）计算，电费收入（不考虑容量补偿、市场运行的分摊、考核，绿证收益等）约

  （1）上网电量1亿千瓦时按照实时电价0.25元/千瓦计算，可获得电费收入约2500万元/年。

  （2）下网电量，减少了自发自用4亿千瓦时中部分科目的电费（不考虑分时段电价变化和功率因数调整电费，因风电场出力波动性，下网的上限功率不变、基本电费不变）：

  就近消纳方式1下，自发自用电量减少的电费支出叠加风电场上网电量收入，合计减少电费支出25003.2万元。

  风电场发电量就近消纳时，下网电量改为按“1192号文”及《省级电网输配电价定价办法》（修订征求意见稿）中的单一容量制电价政策执行。

  （1）上网电量1亿千瓦时按照实时电价0.25元/千瓦计算，可获得电费收入约2500万元/年。

  （2）输配电费变化（按110千伏及以上工商业两部制用户平均负荷率70%考虑）：

  本项目平均负荷率68.5%（60000/8760/10）低于平均负荷率，这部分电费增加了。

  采用单一容量制后的输配电费变化和自发自用电量减少的电费支出，叠加风电场上网电量收入后，合计减少电费支出

  当占用系统容量由10万千瓦降低至5.87万千瓦的时候，可与两部制电价下持平。

  （1）风电场就近消纳方式较独立并网方式每年可降低电费支出至少5167万元（暂未考虑配套输电线路费用），若就近消纳方式下选择两部制电价可最多降低电费支出10088.2万元。

  （2）由于就近消纳项目中风电场的出力具有波动性、随机性特点，在风电场小风时段用电企业仍需通过电网购电，占用电网资源，其最大需量及缴纳的基本电费不变。

  （3）按照“1192号文”要求，就近消纳时该企业的输配电费可选择单一容量制电价，不再按电量缴纳输配电费。若配置储能装置平抑最大负荷，可减少最大需量，减少占用电网资源，以降低电费支出。

  （4）企业投资风电场，可获得相应的经济效益。若风电场并网点设在用电企业内部，与用电企业作为一个整体列为就近消纳类项目，不仅可逐步降低电费支出，减少电能量远距离传输，同时符合国家关于就近就地利用新能源的要求，还可自发自用清洁能源，减少对电网依赖。

  就近消纳项目仅适用于企业用电量较大，附近可新建新能源场站，同时满足自发自用电量比例与上网电量、下网电量比例要求的企业，不合乎条件的企业建议仍采用新能源场站独立并网方式，参与当地新能源可持续发展价格机制竞价，获得稳定收益。

  新建的新能源场站可选择独立并网，与现有用电企业作为一个整体并网两种方式，需在投产前结合场站的发电曲线、用电企业下网电曲线及当地电费政策进行测算，选择正真适合的并网方式。

  对于就近消纳方式下，下网电曲线发生较大变化，需与售电公司友好协商，签订恰当的售电代理合同，避免增加不必要的成本。当输配电价选择单一容量制时，最大需量或变压器容量起到了决定作用，可选择在企业内部配置储能进行充放电（相当于工商业储能），以调节下网电曲线，减少容量电费支出。

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