价格杠杆撬动新能源就近消纳市场

《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》被业内视为新能源消纳政策体系中的“关键补丁”，旨在通过价格信号引导新能源项目和用户用能管理走向精细化运营，推动行业实现高质量发展。

▲图片由AI生成

近日，《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（以下简称“1192号文”）正式实施，标志着新能源就近消纳政策进入以“自发自用比例”和“新输配电价计算方式”为核心机制的新阶段。

随着新能源装机规模快速扩大，电力系统消纳压力持续加大，电网调节成本不断攀升。尽管国家和地方层面陆续推出绿电直连、零碳园区、源网荷储一体化等就近消纳模式探索，但由于项目边界模糊、保供责任不清、经济责任不明等问题，项目收益预期不稳，总体发展仍然偏慢。

“1192号文”被业内视为新能源消纳政策体系中的“关键补丁”，其核心突破在于明确就近消纳项目的物理界面与安全责任界面，并首次规定项目须承担相应的稳定供应保障费用，包括输配电价和系统运行费。这一机制旨在通过价格信号引导新能源项目和用户用能管理走向精细化运营，推动行业实现高质量发展。

引导行业从“重规模”

转向“重消纳”

“在我国新能源发展进程中，一个典型现象长期存在：工业园区旁建有风电场或厂房屋顶铺满光伏板，物理距离虽近在咫尺，园区却难以直接使用这些绿色电力。这就是制约我国新能源可持续发展的典型‘最后一公里’梗阻问题。”业内专家介绍，为破解这一困局，今年5月发布的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（以下简称“650号文”）首次在国家层面构建了绿电直连的制度框架；随后实施的“1192号文”则着力破除制约该模式发展的制度壁垒。两项政策形成有效协同，共同推动新能源就地消纳效率提升，促进绿色电力环境属性显性化与市场化交易，并通过标准化机制降低制度性交易成本。这标志着我国新能源发展实现重要转向——从过去追求装机规模扩张，转向更加注重消纳效率与市场价值的新阶段。

为厘清新能源项目在发电与用电不同场景下的身份与责任，“1192号文”明确了就近消纳项目应具备的三项基本条件：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%。

在此框架下，绿电直连、源荷储一体化、智能微电网及增量配电网等项目，成为推动新能源就地消纳的关键模式，通过不同路径促进绿色电力直接接入用户端。

价格机制倒逼项目

提升运营能力

“1192号文”进一步解决了650号文悬而未决的价格机制问题，明确按照“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。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。

南方电网能源发展研究院高级研究员刘本杰解释，电网输配电价是总收入管制，由全体用户承担，此举旨在实现用户间成本公平分摊，避免因就近消纳用户下网电量少而导致成本向普通用户转嫁。新的价格机制将促使用户更精准评估用电需求，合理申报接网容量，推动“按需付费”。

在源网荷储数智化产业联盟理事长程永强看来，新机制将深刻改变项目成本结构，对项目经济性产生深远影响。低负荷率或负荷不稳定的项目将面临前期投资与后期运营成本的双重上升，利润空间受到明显挤压，部分项目甚至可能因难以承受成本压力而无法推进。

与此同时，优化新能源出力与储能的协同控制，为提升项目经济性开辟了新路径。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强表示，新规将促使企业精准评估用电与容量需求，通过储能配置与负荷管理提升自我平衡能力，减轻电网调节压力。在新规推动下，储能已从以往的政策性附属设施，转变为具有实际效益的重要资产。

程永强指出，新机制实质上是运用经济杠杆，引导项目竞争焦点从规模扩张向负荷匹配精度、快速响应与精细化运营能力转型。尽管行业短期内面临转型压力，但长期利好行业走向健康发展轨道。

政策落地仍需持续优化

就地消纳项目与网购电之间的成本比较，成为项目落地的重要考量。

自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉认为，绿电直连这类“以荷定源”项目，可能因负荷企业停产、搬迁等原因不具备持续用电能力等问题带来投资风险。增强项目韧性的关键在于能否为其匹配新的就近负荷，或允许其转为市场化项目。从目前已经出台的云南、山东等地方政策看，提到满足条件的绿电直连项目可转为全量入市项目。此外，绿电直连当前“单点对单点”模式抗风险能力较弱，如能推动项目与园区结合，实现“单点对多点”或“单点对网”的供应模式，将显著提升风险抵御能力。

对出口型企业而言，绿电直连在价格与碳成本方面具备明显优势。黄辉以出口产品到欧盟的企业为例说明，如果采用网购电方式，按现行电网碳排放因子和欧盟碳价，企业除电费外还需承担约0.35元/度甚至更高的碳成本。使用绿电不仅是应对碳关税的工具，更是企业实现绿色低碳转型、提升品牌形象、获取市场溢价的战略选择。

尽管政策方向明确，“1192号文”在落地过程中仍面临挑战。林伯强认为，应对源荷供需波动是项目规划和运营的难点，会对接网容量选择、源储配置产生直接影响，专线的规模与距离也是影响项目经济性的重要因素。

此外，新规以省级110千伏及以上工商业用户的平均负荷率作为计费参考，但该指标随年份与测算范围动态变化，直接影响容（需）量电费计算结果，需进一步研究确定。新老政策衔接、在建及已建项目如何调整等问题，也亟待通过标准细化予以完善。

文 | 本报记者 卢奇秀

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出品 | 中国能源报（cnenergy）

编辑丨赵方婷