绿电就近消纳的“经济账”：新价格机制如何重塑新能源赛道？

今年9月，国家发展改革委、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），首次明确了绿电直连等就近消纳项目需要缴纳的稳定供应保障费用将包括输配电价和系统运行费。

10月14日，NRDC与厦门大学中国能源政策研究院举办研讨会，多位专家围绕“就近消纳价格新规的影响：以绿电直连为例”展开讨论，分析新规的核心变化与市场影响。

9月22日在新疆巴音郭楞蒙古自治州若羌县拍摄的中国绿发新疆中绿电若羌400万千瓦光伏项目（无人机照片）。该项目每年可发电69.08亿千瓦时，满足南疆200万户家庭用电需求。新华社发

新政解读：从“电网兜底”到“谁受益、谁负担”

专家认为，新政策有助于项目投资者清晰测算成本，推动新能源就近消纳项目落地，同时，减轻电力系统调节压力，促进行业健康发展。

南方电网能源发展研究院刘本杰表示，就近消纳项目主要按接网容量缴纳输配电费，有助于合理控制接入容量，减轻系统压力，并公平分摊电网成本。

内蒙古节能降碳专家马冲指出，新规以“小切口解决大问题”，重点解决电网调峰能力和绿电成本问题。

他表示，政策导向包括输配电价收费方式从两部制变为主要按容量收费；费用计算的关键参数之一由自身负荷率变为全省平均负荷率；成本分摊更精细，体现“谁受益、谁负担”；推动就近消纳项目从依赖电网保障转向自平衡模式。

国网北京电力公司维修分公司的技术人员在用测温设备检测新航城500千伏变电站输电设备温度。 5月9日，随着4月新疆输送北京的1200万千瓦时错峰绿电交易量全部完成，实现了新疆午后阳光“点亮”北京夜景。 新华社记者 李欣 摄

新价格机制推动用户精准评估用电需求

源网荷储数智化产业联盟理事长程永强表示，此前绿电直连等项目存在边界不清、责任不明的问题，影响投资积极性。新价格机制改变了项目成本结构，对经济性影响显著。

程永强指出，新机制具有两面性：符合“高负荷率、高自用率和高灵活性”的项目将获得更多激励；而负荷率低或不稳的项目成本上升，利润空间被压缩，可能难以推进。这实际上是通过经济手段推动项目从规模扩张转向精细化运营。

刘本杰认为，新机制促使用户更精准评估用电需求，按需付费，并鼓励提高自用比例，甚至通过参与辅助服务市场增加收益。

程永强补充，通过优化新能源与储能的协同控制，降低接入公共电网的容量，可有效减轻容量电费负担。精细化调度能进一步放大电价政策的杠杆作用，提升项目经济性。

零碳园区有望成为推动绿电直供和就近消纳的重要突破口

程永强指出，在新规下，负荷容量与接入容量的差距越大，输配电费优化空间越大。关键在于构建灵活的源网荷储协同体系，通过储能和智能调度削峰填谷，降低对公共电网的依赖，释放一体化经济潜力。

马冲认为，新规有助于提升项目配储效益，并促进自我平衡能力。以内蒙古为例，新能源占比提高加剧电网调峰压力，需电源侧和负荷侧共同发力，尤其要提升柔性负荷响应能力。

相较于水电项目，风光资源项目更有动力配置储能，以减少对电网依赖。峰谷价差高的地区，储能收益可能更多。新规出台前，企业配储成本无法体现对电网的贡献；新规后，责任与收益更清晰。

自然资源保护协会黄辉表示，新计价模式下，配置可靠可控电源（如配套储能）可节省输配电费，但需平衡提升调节能力带来的成本与降低电费之间的效益。

黄辉指出，绿电直连项目可能因负荷企业停产、搬迁等面临投资风险。应对风险的关键是能否匹配新的用电负荷或转为市场化项目。目前云南、山东等地政策允许经评估后符合条件的项目转为全量入市。此外，绿电直连项目目前多为单点对单点，抗风险能力弱；若与园区结合，实现单点对多点或单点对网，通过多负荷之间的调剂可提高抗风险能力。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强表示，在新规推动下，储能从政策性附属设施转变为具有实际效益的重要资产。同时，零碳园区有望成为推动绿电直供和就近消纳的重要突破口。

采写：南都N视频记者王玮 发自北京