近日，国家发改委、国家能源局联合印发《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，以下简称《通知》）。国家发展改革委、国家能源局有关负责人就《通知》接受采访，回答了记者提问。
政策出台的背景是什么？
答：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。
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。鉴此，《通知》针对性完善相关价格机制，破解就近消纳项目发展难题，更好促进新能源消纳、减轻电力系统调节压力。
新能源发电就近消纳项目应该具备什么条件？公共电网应当对其提供哪些服务？
答：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，《通知》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%。
对符合条件的就近消纳项目，公共电网应当按照规定提供接网、供电服务，并按接网容量保证可靠供电，保障项目在发电不足时仍能安全稳定用电。
新能源发电就近消纳项目作为电力用户时，如何缴纳有关费用？
答：作为电力用户时，新能源就近消纳项目在缴纳输配电费、系统运行费等稳定供应保障费用方面，与普通工商业用户存在一定区别。主要是由于，为保障就近消纳项目在自身发电不足时仍能随时用电，电力系统需要按其接网容量提供稳定供应保障服务，包括调节服务和“通道保障”服务，其中调节服务主要由发电机组提供、经济上体现为系统运行费，而“通道保障”服务则由电网企业提供、经济上体现为输配电费。因此，按照公平负担原则，就近消纳项目应按接网容量缴纳输配电费、系统运行费。
实际操作中，考虑到适应新政策的基础不一样，因此输配电费、系统运行费的缴费方式也有所不同。其中，输配电费方面，由于目前高电压等级的工商业用户多数已执行两部制输配电价政策，适应新政策的基础较好，《通知》明确就近消纳项目的输配电价由两部制改为主要按接网容量缴费；系统运行费方面，由于目前用户都是按下网电量缴费，对实行按接网容量缴费需要一定适应期，《通知》明确暂继续按下网电量缴费，未来逐步向按占用容量等方式过渡。
新能源发电就近消纳项目如何参与电力市场？
答：就近消纳项目作为发电企业时，与其他发电企业具有平等市场地位，原则上作为统一整体参与电力市场。现货市场连续运行地区，就近消纳项目上网电量交易和价格结算按照市场规则执行；现货市场未连续运行地区，由于缺乏灵敏的实时价格信号，因此要求就近消纳项目原则上不向公共电网反向送电、不开展送电结算。同时，就近消纳项目新能源电量以自发自用为主，也不宜纳入可持续发展价格结算机制。
就近消纳项目作为用户时，与其他工商业用户具有平等市场地位，原则上也要作为统一整体直接参与电力市场。
完善后的新能源发电就近消纳价格机制，将产生什么影响？
答：完善后的就近消纳价格机制，细化明确了就近消纳项目边界、保供责任、经济责任，有望破解当前新能源就近消纳模式面临的发展难题，推动其加快发展，将对新能源行业以及整个电力系统产生积极而深远的影响。
一方面，将有效促进新能源消纳利用。就近消纳项目可通过使用自发新能源电量、合理减少接网容量等方式节约成本，加之完善后的价格机制对就近消纳项目也给予了一定支持，综合看具有较好的经济优势，从而有望实现加快发展，促进新能源消纳利用。
另一方面，将有效减轻电力系统调节压力。按照完善后的价格机制，就近消纳项目接网容量越小、需要缴纳的稳定供应保障费用就越少，这将有效引导项目通过挖掘灵活调节能力、自主配置储能等方式，提升自身平衡能力、降低接网容量，从而减轻系统调节压力。
原文如下：
各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：
大力推动风能、太阳能等新能源资源开发利用，对助力能源绿色低碳转型、实现碳达峰碳中和目标具有重要意义。发展新能源就近消纳，是促进新能源资源开发利用、满足企业绿色用能需求的重要途径。为贯彻落实党中央、国务院决策部署，推动新能源实现更高水平的就近消纳，现就有关事项通知如下。
一、公共电网提供稳定供应保障服务。对电源、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的就近消纳项目，公共电网按照接网容量提供可靠供电等服务，保障其安全稳定用电。就近消纳项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，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%；项目应当具备分表计量条件，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。
二、就近消纳项目公平承担稳定供应保障费用。按照“谁受益、谁负担”原则，对电力系统提供的稳定供应服务，就近消纳项目公平承担输配电费、系统运行费等费用；未接入公共电网的项目，不缴纳稳定供应保障费用。
（一）输配电费。项目实行按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费。月度容（需）量电费计算方法为：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平均水平执行，由电网企业测算、经省级价格主管部门审核后公布；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。
可靠性要求高、按要求需进行容量备份的项目，可选择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，电量电费根据实际用电量（含自发自用电量）以及所在电压等级电量电价标准缴纳。
（二）系统运行费。项目使用公共电网时视同工商业用户，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性交叉补贴新增损益。
三、就近消纳项目平等参与电力市场。项目与其他发电企业、电力用户等具有平等市场地位，原则上作为统一整体参与电力市场。现货市场连续运行地区，项目上网电量交易和价格结算按照市场规则执行；现货市场未连续运行地区，原则上不向公共电网反向送电、不开展送电结算。项目新能源上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。项目用电时，应当直接参与市场交易，不得由电网企业代理购电，并按照下网电量承担上网环节线损费用。
四、做好组织实施。各省级价格主管部门要加强跟踪监测，及时总结实施经验，提出完善的意见建议；加强政策解读，引导项目业主单位等方面充分理解政策意图，及时回应社会关切。项目业主单位向地方有关主管部门备案后，向电网企业提出接网申请，自主确定接入电网容量，与电网企业签订供用电合同、购售电合同、并网调度协议，明确安全等相关责任。电网企业应严格按要求进行审核，并依据备案文件提供结算服务，每月将项目输配电费、系统运行费等有关情况报告省级价格主管部门。
本通知自2025年10月1日起实施。实施日期前已接网的就近消纳项目，由各地价格主管部门做好统筹衔接。
国家发展改革委
国家能源局
2025年9月9日
碳索储能网 https://cn.solarbe.com/news/20250913/50008461.html
