豫发改价管573号：迟来一年的新政，悬而未决的大坑与增量配网的痛

因为家里和单位最近事赶事，又是封闭培训又是家人生病，所以耽误了差不多一周没更新，今日正常恢复。

2026年9月9日，河南省发改委发布豫发改价管〔2026〕573号文，文件名是关于转发《国家发展改革委国家能源局关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》的通知，也就是国家发改委“发改价格〔2025〕1192号”文。

而此时，距离1192号文发布已经过去了整整一年。这一年中都发生了什么？或者说在1192号文发布的时候，河南省是一种什么样的状况？

一、迟到的落地文件

按照1192号文的要求，各省本应该第一时间就明确该文的落地细则和执行边界等问题，那么，为什么河南省的这份文件迟到了整整一年？

在认真研读了两份文件，并梳理这个时间点前后河南省新能源发展情况后，按照我的个人理解，延迟出台配套文件并不是因为懒政或者是纯粹的拖延，而是有不得已的苦衷而不得不等待或者说延迟。

因为，河南是全国源网荷储试点最激进的省份。自2024年起，河南省把源网荷储一体化当作‌省级战略‌推进，并提级由‌省政府办公厅‌（而非省能源局或发改委）于2024年12月印发《加快推进源网荷储一体化实施方案》，推出了10类场景，覆盖‌1000多个项目试点，这一数字已经超过了全国其他省份同类项目的总和。

截至2026年初，河南省已累计批复‌十七批相关项目，总规模约11.52GW‌，预计带动投资超500亿元‌。

所有这些项目不仅仅覆盖了河南省早年批复的一批增量配电试点项目，也绑定了不少化工、制造等工业园区，而所有这些项目推进的出发点或者盈利点只有一个，那就是依托源网荷储自发自用的操作，来压低关口购电成本，靠中间的差价回本或者盈利。

而国家1192号文核心却是堵“低用网、高自发自用”来规避输配电价的套利通道。如果河南省仓促照搬国家原文，不结合河南本地存量项目进行测算，将会导致一大批已经在建、投产的增量配网项目收益归零。

毕竟，河南省这个盘子太大了，如果按照上述的做法一年前就出台本省落地细则，那就意味着河南省这上千个在旧规则基础上签订的项目，将不得不告别旧规则赋予的身份红利（基于旧规则的豁免条款，可以少缴甚至不缴输配电费），而且所有已签约项目的电价测算、融资对赌、储能配置方案等一夜之间就会全部作废，面对潜在的天量损失，拖也许是最可行的办法。

电网、地方园区平台、增量配网企业等各主体之间需要在拖的过程中反复推演算账，既要平衡新规的合规要求，又要避免大批存量项目爆雷。

这一拖就拖到了2026年9月，这也相当于河南省硬生生给已批复的存量项目又拖出来一年的建设和并网窗口，这期间让项目先落地，给这些项目留出一段过渡期，也留下最后一丝体面，同时也让好不容易争取的项目不至于因为一纸文件的出台而产生损失，甚至亏损‌。

二、悬而未决的大坑

573号文抄送名单里明确包含增量配电网企业，但文件正文通篇却没有针对增量配网场景明确规则，个人感觉，这也许会成为这份文件最大的硬伤。

第一是输配电价重复收取的问题。按照文件表述，容量电价的计费基数界定为接入公共电网的容量，也就是增量配网与省级主网之间联络关口的容量。

由此可以衍生出两种截然不同的理解。

第一种，容量相关费用在主网联络关口完成一次性结算，增量配网运营企业不允许再向园区内部的用户二次收取配网输配电价。

按照这个逻辑，增量配网企业的配网运营收益将受到显著压缩。

第二种，573号文仅仅约束省级主网侧的容量电价与输配电价，增量配网已经单独核定的配网电价保持独立执行，园区内的用户依旧需要正常向配网企业缴纳配网相关费用。

两种解读之间的差异巨大，会直接改写增量配网园区内源网荷储项目的整体商业模式。

而这两种解释究竟如何界定，目前没有官方权威解释，在后续实际落地执行过程中，不同市场主体按照自己的理解操作，势必会引发大量的纠纷与争议。

第二是全省统一的平均负荷率设置问题。容量制公式中，平均负荷率是唯一能左右缴费额度的弹性参数。

国家文件的口径是暂按省区110千伏及以上工商业两部制用户平均水平计算。具体到各省，浙江公布的数值是58.17%，青海64.85%，海南40.93%，不管高低都直接写进了政府文件。

而河南省的573号文却只留下一句“按年度计算更新，由国网河南省电力公司于每年1月底前随代理购电信息发布。”这样笼统的话，既没有初始值，也没有测算口径，更没有提及公示复核程序。

现实中，河南省部分化工类增量配网园区，生产连续性强，负荷常年维持高位运行，负荷率较为稳定。而大量综合产业园、制造业园区，生产高度受市场订单、设备检修、季节性停产影响，用电负荷起伏剧烈，高低负荷落差十分突出。

按照文件要求，河南省未来会按照年初确定，并全年保持不变的模式设置年度负荷率，这种模式下，负荷率是静态的，不会根据各个园区自身实际运行工况做动态调整。

这一点对于负荷率长期处于高位的工业园区来说，切换至容量电价新模式能够实现用电成本下降。

但是对于负荷波动幅度大的园区，即便一年当中大部分时间处于低负荷运行状态，仍然需要按照全省统一的固定负荷率核算缴纳相关电费，项目（无论是早年的增量配电网项目还是后续的源网荷储项目）的收益稳定性，完全被绑定在这一个全省通用的静态参数之上，园区自身的运营状况反而失去了应有的作用。

第三是备用容量计费规则，会直接冲击增量配网的底层设计逻辑。增量配网在建设联络关口时，关口会配置一部分容量，用以承担故障情况下的应急兜底，而不是日常生产。

增量配网的制度设计初衷，有着依靠园区内部分布式电源等项目实现就近供电的想法，省级主网仅作为事故、检修场景下的应急备用保障。

但在573号文的新计费模式下，联络关口的全部额定容量都被纳入计费基数，这就意味着，园区需要为原本只用于应急兜底的备用容量，持续支付输配电相关费用。

原本只在故障发生时才动用的应急保障资源，转变为一笔常态化的固定成本支出。如此一来，增量配网相较于普通工商业园区原本具备的成本与运行优势，会被大幅削弱，项目的投资回报预期也随之发生改变。

第四是计费模式切换的主体界定模糊。文件仅原则性提出，用户可以在新旧计费模式之间二选一，但没有明确划分选择的主体边界：究竟是以增量配网整个联络关口为整体，统一选定一套计费模式，还是允许园区内部各个源网荷储项目，独立分开选择计费模式。

倘若要求关口必须执行统一模式，那么园区内部会出现分化，部分项目适配容量电价模式，也有项目更适合沿用原有两部制电价，却无法拆分差异化执行，只能一刀切，必然会牺牲一部分项目的经济效益。

倘若放开允许分项独立切换模式，那么关口计量口径、园区内部电费分摊机制、电网企业与增量配网企业之间的结算边界，均缺少配套的操作细则，没有对应的落地流程。一旦进入执行环节容易出现混乱，导致现实操作面临重重阻碍。

第五是同一用地红线的潜规则。“红线内视为工商业用户”这条内容的初衷应该是防套利，防止厂区通过分布式光伏加储能打包成“就近消纳项目”来偷逃费用。

但增量配电网的本质就是园区型配电网，供电区域一般是开发区、工业园区等各类园区，天然横跨多个用地红线，容纳多个业主，数十个甚至更多的计量点。

如果按这一口径来执行，增量配电网项目园区内的源网荷储项目几乎不可能满足“同一红线内”这一条件。

更重要的是，河南2026年绿电直连的通知文件明确允许增量配电网负荷就近接入新能源；国家发改能源〔2026〕688号同样把增量配电网负荷列入参与范围；新疆甚至鼓励“以增量配电网整体或部分片区为主体开展就近消纳”。

也就是说，从国家到地方，都在给增量配电网作为就近消纳载体开口子，唯独河南省的573号文没有定规则。

需要强调的是，虽然573号文可能面临这样或那样的问题，但是这未必是政策制定者有意为之，毕竟无论是国家层面的1192号文，还是河南省层面的573号文，它们的初衷都是堵住借“就近消纳”名义套利、逃避公共电网成本分担的漏洞，方向是正确的。

但问题在于，自2016年11月起，国家分五批次批复483个增量配电业务改革试点，其间取消24个。

十年来，出于这样或者那样的原因，这几百个增量配电网试点可以说没有过过一天好日子，无论是政策层面的支持力度，还是运行过程中与电网企业明里暗里的缠斗，亦或是地方政府对于增量配电网项目本身认识的误区等等，都导致了一系列的问题。

作为全国试点最多的省份，河南省曾经以30多个增量配电试点数量位居全国第一，但是具体到573号文件，全文通篇没有对增量配电网项目明确身份条款，也没有过渡安排，这也将会让这些日子本来就不好的项目再一次站在政策转轨的前端，变成一次补刀而不是规范或者助力。

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