2025年9月12日，國家發展改革委員會和國家能源局聯合印發 《關于完善價格機制促進新能源發電就近消納的通知》（發改價格〔2025〕1192號）（以下簡稱“1192號文”）。

在學習、研究相關政策、解讀的基礎上，本人針對“1192號文”和大家關心的問題，結合政策具體條款以筆記的形式對“1192號文”也做一個解讀，以期拋磚引玉，求教于大家。

【以下為政策原文及解讀】

國家發展改革委  國家能源局關于完善價格機制 促進新能源發電就近消納的通知

各省、自治區、直轄市、新疆生產建設兵團發展改革委、能源局，國家能源局各派出機構，國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司、內蒙古電力（集團）有限責任公司：

大力推動風能、太陽能等新能源資源開發利用，對助力能源綠色低碳轉型、實現碳達峰碳中和目標具有重要意義。發展新能源就近消納，是促進新能源資源開發利用、滿足企業綠色用能需求的重要途徑。為貫徹落實黨中央、國務院決策部署，推動新能源實現更高水平的就近消納，現就有關事項通知如下。

一、公共電網提供穩定供應保障服務。對電源、負荷、儲能等作為整體與公共電網連接，形成清晰物理界面和安全責任界面、以新能源發電為主要電源的就近消納項目，公共電網按照接網容量提供可靠供電等服務，保障其安全穩定用電。

何謂新能源就近消納項目？

根據國家發展改革委、國家能源局有關負責同志就“1192號文”接受記著采訪提問時有關問答，新能源就近消納項目主要包括綠電直連、零碳園區、源網荷儲一體化等就近消納模式。可以看出，這次國家是從整體制度和涵蓋范圍更廣的層面（而非僅針對綠電直連這一特殊類型）制定的普遍適用于新能源就近消納的價格機制規范。

明確公共電網提供供電服務界限，即接網容量。

電力用戶接網容量指用戶申請并經核準的用電設備總容量，通常以千瓦（kW）或千伏安（kVA）為單位，是供電合同簽訂、電費計算及供電設施規劃的重要依據。它反映了用戶對電力的需求量，直接影響到電網的設計和運行效率。根據“1192號文”規定，接網容量也是決定項目按容（需）量繳納輸配電費的關鍵因素。

在實際操作中，電力公司會根據用戶的接網容量來確定供電方案，包括變壓器的選擇、線路的鋪設以及配電設備的配置等。此外，接網容量還涉及到電力負荷的平衡，確保在高峰時段能夠穩定供電，避免因過載導致的停電事故。

就近消納項目電源應接入用戶和公共電網產權分界點的用戶側，新能源年自發自用電量占總可用發電量比例不低于60%，占總用電量比例不低于30%、2030年起新增項目不低于35%；項目應當具備分表計量條件，由電網企業在發電、廠用電、并網、自發自用、儲能等關口安裝計量裝置，準確計量各環節電量數據。

對于新能源就近消納項目，應滿足哪些基本條件，“1192號文”與“650號文政策速遞｜關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知”規定中多個方面保持一致。

上述硬性規定中，60%是相對于新能源自發自用而言，目的是引導新能源項目盡可能就近就地消納利用；30%是“綠電”相對于項目總用電量而言，確保項目“綠”的底色、“綠”的基礎。

該政策以“以荷定源”為宗旨，倒逼新能源項目與用電負荷深度綁定，通過專用直連線路實現“發-用”的物理閉環，從根本上解決傳統分布式光伏“重發輕用”的問題。

60%的自發自用比例不僅是衡量電量的重要指標，也是推動能源生產和消費革命的關鍵參數和抓手。專家測算，如果全國工商業分布式光伏項目普遍達到這一標準，每年可減少1.2億噸二氧化碳排放，相當于植樹造林660萬公頃。

該指標如此重要，所以政策要求電網企業必須切實負起責任，在發電、廠用電、并網、自發自用、儲能等關口安裝計量裝置，準確計量各環節電量數據。

疑問：部分企業由于用電負荷波動大（如季節性生產），可能導致自發自用比例不達標（60%、30%）。這個是項目后期生產經營可能產生的問題，初期不可預見，如何處理！？筆者建議電網企業通過簽訂相關合同約定方式來約束企業行為，規范政策執行。

二、就近消納項目公平承擔穩定供應保障費用。按照“誰受益、誰負擔”原則，對電力系統提供的穩定供應服務，就近消納項目公平承擔輸配電費、系統運行費等費用；未接入公共電網的項目，不繳納穩定供應保障費用。

（一）輸配電費。項目實行按容（需）量繳納輸配電費，下網電量不再繳納系統備用費、輸配環節的電量電費。

月度容（需）量電費計算方法為：容（需）量電費=按現行政策繳納的容（需）量電費＋所在電壓等級現行電量電價標準×平均負荷率×730小時×接入公共電網容量。

其中，平均負荷率暫按所在省份110千伏及以上工商業兩部制用戶平均水平執行，由電網企業測算、經省級價格主管部門審核后公布；接入公共電網容量為項目同時使用的受電變壓器容量及不通過變壓器接入的高壓電動機容量之和。

關于新能源就近消納項目，應公平承擔穩定供應保障費用，包括輸配電費和系統運行費兩部分——這是大家普遍關心的重點，先說結論：無論用電多少，用電成本總量不變，你都需要承擔備用輸電能力對應的成本，只是收費方式改變。

具體政策規定就是：將現行輸配電價中的電量電價標準，根據平均負荷率、月均小時數（8760小時/年÷12月/年＝730小時）和項目接入公網容量等因素，轉換為容量電費——電量電費按一定計算規則折算成容量電費。

先來說輸配電費——容（需）量電費：

2023年國家批復第三監管周期新輸配電價政策，擴大了兩部制電價執行范圍，工商業用戶主要執行兩部制輸配電價政策，電價由“容（需）量電價+電量電價”構成、用電成本由“容（需）量電費+電量電費”構成。

由于就近消納項目具有自發自用電量大、下網電量相對小的特點，如果按照現行的單一制或兩部制輸配電價執行，該項目在新能源大發月份電量電費可能為零、但其他月份也僅只收取少量電量電費，這樣可能導致電網企業在該項目上收取的”容（需）量電費（固定）+電量電費（很少）“無法完全覆蓋電網投資、運維成本、交叉補貼等費用，少收的這部分費用勢必轉嫁出去，其他工商業用戶被迫為就近消納用戶承擔高額的電價交叉補貼，顯然有失公平正義。

對于新能源就近消納項目，本次政策明確“下網電量不再繳納系統備用費、輸配環節的電量電費”，但是新增了”月度容（需）量電費計算方法“規定的“電量電費折算容量電費”這個硬性規定，即就近消納項目容量電費由“原容（需）量電費+電量電費折算容量電費’組成，就近消納項目應繳納的電量電費折算到容量電費中。

所以對新能源就近消納項目，雖然下網電量不再繳納輸配環節的電量電費，但仍會將其折算到容量電費中收取。具體公式如下：

容（需）量電費=按現行政策繳納的容（需）量電費+電量電費折算容量電費

其中：電量電費折算容量電費=所在電壓等級電價標準（元/kWh）×平均負荷率×730小時×接入公共電網容量（kW）

這就是電量電費折算進入容量電費的規則，730小時是按照”365天×24小時/天÷12月/年“公式計算出來的每月小時數。

據上，“電量電費折算容量電費”公式中電價標準、730小時是固定因素，變動因素或者說核心要素在于“平均負荷率”和“接入容量”。平均負荷率 = (平均負荷 / 最大負荷) × 100%?。其中：平均負荷?=某一時間段內的總用電量 / 該時間段的小時數?；最大負荷?=該時間段內的最高用電負荷值。

因此，企業在建設新能源就近消納項目和申報接網容量時，需同時考慮負荷率和接網容量的合理性。

從負荷率看，負荷率高或低體現在系統或設備的平均負荷與最大負荷的比值差異，影響成本分攤。高于平均負荷率的企業在新能源就近消納模式下的容量電費更劃算，而低于平均負荷率則容量電費支出堪憂。

從接網容量看，接網容量越高相應的容量電費越高，這通過定價機制遏制了企業申報容量大于實際容量的沖動，規避“大馬拉小車”，激勵項目通過提高自平衡能力來提升負荷率，促進電網節約冗余投資，提高運行效率，實現用戶和電網的雙贏。

未接入公共電網的項目，是否需要繳納穩定供應保障費用？

對于全新設立、完全離網的孤島項目，電網沒有建設任何備用供電設施、沒有輸配電責任和義務，企業沒有享受公共電網1度電的供電服務，就不需要繳納電費，符合責、權、利對等原則。

接入公共電網容量為項目同時使用的受電變壓器容量及不通過變壓器接入的高壓電動機容量之和，如何理解？

明確界定接入公共電網的容量范圍，具體構成?包括受電變壓器容量?（指項目內所有通過變壓器接入公共電網的用電設備容量，包括但不限于各類工業設備、辦公設施等）和高壓電動機容量?（指直接接入公共電網的高壓電動機容量，無需通過變壓器轉換電壓）。

按照變壓器容量及高壓電動機實際使用情況核定，可清晰劃分項目與電網的責任邊界，避免因容量界定模糊導致的糾紛。電網企業可精準計量各環節電量，避免重復計費或遺漏。 ?同時，高壓電動機等特殊設備直接接入電網的部分也被納入計量范圍，體現了對不同用電場景的全面覆蓋。

可靠性要求高、按要求需進行容量備份的項目，可選擇繼續按現行兩部制輸配電價模式繳費，其中容（需）量電費按現行政策執行，電量電費根據實際用電量（含自發自用電量）以及所在電壓等級電量電價標準繳納。

重點：對于化工、冶煉、大數據等需按相關規定標準進行高可靠性供電和變壓器容量備份的行業，為防止多路供電的高可靠性用戶因“一用多熱備”支付多份輸配電價，政策允許可以繼續執行現行兩部制輸配電價模式，即在繳納容（需）量電費基礎上，包括自發自用電量在內的全部用電量（并非單指下網電網）按照現行電價標準繳納電量電費。

選擇這種模式的用戶，經濟性在于享受了較低的新能源電價紅利（新能源結算價較下網電量均價低），但是自發自用（不低于60%比例）在內的全部電量繳納了輸配電價，同時企業還要承擔專用輸電線路成本。

（二）系統運行費。項目使用公共電網時視同工商業用戶，暫按下網電量繳納系統運行費，逐步向按占用容量等方式繳費過渡；暫免繳納自發自用電量的政策性交叉補貼新增損益。 ??

再說系統運行費是什么？

系統運行費是2023年國家批復第三監管周期新輸配電價政策新增電價項目，主要包括輔助服務費用（如調頻、備用容量）、抽水蓄能容量電費、上網環節線損代理采購損益、電價交叉補貼新增損益（保障居民農業用電的價差補貼）、煤電機組容量電費等。

值得注意的是，政策性交叉補貼作為就近消納項目應承擔的社會責任，已包含在國家發改委2023年核定的輸配電價體系中。新增交叉補貼損益按月測算發布，并隨系統運行費向用戶收取。

因此，政策規定新能源就近消納項目自發自用電量等暫時免收系統運行費和政策性交叉補貼新增損益。

三、就近消納項目平等參與電力市場。項目與其他發電企業、電力用戶等具有平等市場地位，原則上作為統一整體參與電力市場。

現貨市場連續運行地區，項目上網電量交易和價格結算按照市場規則執行；現貨市場未連續運行地區，原則上不向公共電網反向送電、不開展送電結算。

項目新能源上網電量不納入新能源可持續發展價格結算機制。

項目用電時，應當直接參與市場交易，不得由電網企業代理購電，并按照下網電量承擔上網環節線損費用。  ??

為何新能源就近消納項目不得由電網企業代理購電？

在就近消納項目中，用戶負荷不能擁有代理購電用戶的資格，因為這些項目已經通過資產關系或直接交易實現了發電和用電之間的直接經濟聯系。

用戶需要根據下網電量來承擔上網環節的線損費用。這種安排確保了電力交易的透明性和效率，同時也促進了新能源的高效利用。

四、做好組織實施。各省級價格主管部門要加強跟蹤監測，及時總結實施經驗，提出完善的意見建議；加強政策解讀，引導項目業主單位等方面充分理解政策意圖，及時回應社會關切。

項目業主單位向地方有關主管部門備案后，向電網企業提出接網申請，自主確定接入電網容量，與電網企業簽訂供用電合同、購售電合同、并網調度協議，明確安全等相關責任。

電網企業應嚴格按要求進行審核，并依據備案文件提供結算服務，每月將項目輸配電費、系統運行費等有關情況報告省級價格主管部門。  ??

本通知自2025年10月1日起實施。實施日期前已接網的就近消納項目，由各地價格主管部門做好統籌銜接。

國家發展改革委    國家能源局

2025年9月9日