近年來，我國新能源大規(guī)模發(fā)展，取得了舉世矚目的成就，但同時也面臨消納難度上升、電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)壓力加大等挑戰(zhàn)，為此，各方積極探索消納新能源的新模式。今年2月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》，致力于通過市場化手段解決消納難題。5月，《關(guān)于有序推動綠電直連發(fā)展有關(guān)事項的通知》的出臺，提出了綠電直連項目的消納新場景。9月12日，兩部委再次聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于完善價格機制促進新能源發(fā)電就近消納的通知》（以下簡稱《通知》），從參數(shù)要求、費用承擔(dān)、市場路徑3個維度對就近消納項目給出清晰規(guī)范。這些政策為項目投資者評估項目可行性、制定投資策略提供了重要依據(jù)，也為新能源就近消納項目的規(guī)模化落地提供了制度保障。

項目建設(shè)技術(shù)要求：

參數(shù)設(shè)置的深層邏輯

新能源就近消納項目中較常見的電力系統(tǒng)成員有一定的特殊性，有著發(fā)電企業(yè)與電力用戶的雙重身份。為明確項目在不同身份下的權(quán)利與義務(wù)，《通知》對項目接網(wǎng)方式、消納比例等建設(shè)條件提出了十分清晰的要求。

形成清晰物理界面和安全責(zé)任界面。《通知》明確，項目內(nèi)部電源、負(fù)荷以及儲能等作為整體與公共電網(wǎng)連接，其中電源應(yīng)接入用戶和公共電網(wǎng)產(chǎn)權(quán)分界點的用戶側(cè)。這一要求的核心目的在于厘清權(quán)責(zé)邊界，規(guī)避安全風(fēng)險與運營糾紛。從電網(wǎng)側(cè)來看，明確的產(chǎn)權(quán)分界點可強化安全責(zé)任切割，盡可能減少給大電網(wǎng)帶來安全隱患；從投資者角度看，清晰的物理界面能夠引導(dǎo)項目電源提高自身的供電可靠性以及平衡調(diào)節(jié)能力，同時在電源前期規(guī)劃時，可將接入點直接明確至用戶廠區(qū)配電系統(tǒng)、公共電網(wǎng)的銜接節(jié)點，讓項目規(guī)劃更為精準(zhǔn)，避免后期因接入位置模糊造成改造成本的增加。

消納比例與消納權(quán)重的雙重考量。《通知》規(guī)定，新能源項目的年自發(fā)自用電量占總可用發(fā)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%。從新能源消納方面看，高自發(fā)自用比例可更好地實現(xiàn)“就地生產(chǎn)，就地消納”的作用，減少新能源向公共電網(wǎng)輸送的壓力。同時，占總用電量的比例要求可確保項目與用戶用電需求深度綁定，引導(dǎo)資源向真實用電場景傾斜。對項目投資者來說，這一要求需要其精準(zhǔn)匹配用戶用電需求。例如為年用電量1000萬千瓦時的工業(yè)用戶配套光伏項目，需確保光伏年發(fā)電量中至少60%（600萬千瓦時）被該用戶自用，且這部分電量需占用戶總用電量的30%以上（300萬千瓦時），投資者需在規(guī)劃階段與用戶就這兩個比例的可行性進行深度溝通，避免供需錯配導(dǎo)致比例不達(dá)標(biāo)而失去政策支持。此外，高自發(fā)自用比例可讓投資者規(guī)避公共電網(wǎng)消納風(fēng)險，若項目依賴向電網(wǎng)送電，可能面臨棄電、電價波動等問題，而自發(fā)自用則能鎖定大部分電量的消納渠道。

項目經(jīng)濟性評估：

三大費用維度的決策指南

對投資者而言，項目是否可行的核心在于“是否能降低用電成本”。電能量電費、輸配電費、系統(tǒng)運行費三類費用構(gòu)成了就近消納項目經(jīng)濟性評價的關(guān)鍵維度，投資者需結(jié)合自身項目特點與市場環(huán)境，測算不同條件下的用電成本。

對比公共電網(wǎng)購電成本與自發(fā)自用成本。在電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行地區(qū)，可參考?xì)v史現(xiàn)貨價格波動規(guī)律，結(jié)合自身用電曲線，測算市場購電費用；在電力現(xiàn)貨市場未運行地區(qū)，可參考當(dāng)?shù)刂虚L期交易價格測算市場購電費用。對比就近消納的新能源發(fā)電成本與預(yù)測的購電費用：若新能源發(fā)電成本小于購電費用，那么用戶可通過就近消納項目節(jié)約電能量電費；反之，項目在電能量電費方面則不具有經(jīng)濟性。

考慮負(fù)荷率差異對輸配電費的影響。《通知》對就近消納項目輸配電費改革是一大核心亮點——從“與電量掛鉤”轉(zhuǎn)為“按容（需）量繳納”。月度容（需）量電費計算方法為：容（需）量電費=按現(xiàn)行政策容（需）量電費+所在電壓等級現(xiàn)行電量電價標(biāo)準(zhǔn)×平均負(fù)荷率×730小時×接入公共電網(wǎng)容量。這一模式對電網(wǎng)而言，輸配電費總額不受影響，只是將部分原本按電量收取的費用調(diào)整為按容量收取。但對項目投資者而言，這一模式的影響聚焦于“負(fù)荷率差異”：公式中采用的平均負(fù)荷率是以所在省份110千伏及以上工商業(yè)兩部制用戶平均水平執(zhí)行，而非項目自身實際負(fù)荷率。具體來看，若投資者配置了超過自身需求的接網(wǎng)容量導(dǎo)致負(fù)荷率低于全省平均水平，按平均負(fù)荷率計算的容量電費會高于原本按電量收取的輸配電費，相當(dāng)于增加了輸配電成本；反之，若項目自身負(fù)荷率高于全省平均水平，則按平均負(fù)荷率計算可減少輸配電費支出，形成成本節(jié)約優(yōu)勢。考慮到部分用戶因生產(chǎn)特殊性，對供電可靠性要求較高，《通知》允許其選擇繼續(xù)按現(xiàn)行兩部制輸配電價模式繳費，避免給用戶帶來過大經(jīng)營壓力。

考量平衡系統(tǒng)運行費的當(dāng)前紅利與未來成本。《通知》明確就近消納項目暫時按照下網(wǎng)電量繳納系統(tǒng)運行費，逐步向按照占用容量等方式繳費過渡。也就是說，項目自發(fā)自用電量無需繳納系統(tǒng)運行費，僅需公共電網(wǎng)購電部分付費即可，這對投資者無疑是一種短期紅利。但后續(xù)逐步向按占用容量等方式繳費過渡，意味著投資者需提前規(guī)劃成本——若未來按占用容量繳費，無論項目是否自發(fā)自用，只要占用了電網(wǎng)容量，就需繳納系統(tǒng)運行費。投資者在測算成本時，需將這一未來成本納入考量，避免政策過渡導(dǎo)致后期損失。

項目參與市場路徑：

平等地位下的收益與風(fēng)險

除自發(fā)自用外，新能源就近消納項目還可以通過余量上網(wǎng)方式在市場中獲得收益，但與所在地區(qū)電力市場建設(shè)與運行狀態(tài)緊密相關(guān)，呈現(xiàn)出不同的特點與策略方向。

電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行地區(qū)項目風(fēng)險與收益并存。在電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行地區(qū)，項目上網(wǎng)電量交易價格和結(jié)算價格按照市場規(guī)則執(zhí)行。對投資者而言，這意味著“更多收益機會”與“更高風(fēng)險管控要求”。項目可通過現(xiàn)貨價格波動獲取超額收益，例如在用電高峰時段，現(xiàn)貨價格較高而項目自身發(fā)電成本低，若此時有多余電量上網(wǎng)，可獲得高額電價；若新能源大發(fā)時段現(xiàn)貨價格跌至低谷，甚至負(fù)電價，項目上網(wǎng)電量可能面臨虧損，投資者需在收益潛力與風(fēng)險管控之間做好平衡。

電力現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行地區(qū)項目收益有限。在電力現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行地區(qū)，原則上不向公共電網(wǎng)反向送電，不開展送電結(jié)算。由于缺乏實時、準(zhǔn)確的現(xiàn)貨價格信號，項目向公共電網(wǎng)反向送電時，難以根據(jù)供需關(guān)系確定合理的結(jié)算價格，而且反向送電可能增加當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)的消納壓力，因此《通知》原則上不允許此類地區(qū)的項目反向送電。投資者無法通過向電網(wǎng)送電獲利，可盡量優(yōu)化項目發(fā)電曲線與用戶用電曲線的匹配度，提升自發(fā)自用比例，盡可能通過節(jié)約外購電費實現(xiàn)收益。

（作者徐倩嵐，單位為中國華電集團有限公司；作者章琳楹，單位為國家能源投資集團有限責(zé)任公司）