两部门发文完善价格机制，力促新能源发电就近消纳

　　中新网 9 月 12 日电 国家发展改革委、国家能源局近日联合发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》(下称《通知》)。《通知》明确，大力开发利用风能、太阳能等新能源资源，是推动能源绿色低碳转型、实现 “双碳” 目标的关键举措，而发展新能源就近消纳，更是破解新能源消纳难题、满足企业绿色用能需求的重要路径。为落实党中央、国务院决策部署，推动新能源更高水平就近消纳，《通知》从公共电网服务、费用承担、市场参与、组织实施四方面提出具体要求，自 2025 年 10 月 1 日起正式实施。

　　一、公共电网：明确服务边界与消纳标准，筑牢稳定供应基础

　　《通知》规定，对 “电源 + 负荷 + 储能” 一体化、与公共电网形成清晰物理及安全责任界面、以新能源为主要电源的就近消纳项目，公共电网需按接网容量提供可靠供电服务，保障项目安全稳定运行。

　　同时，项目需满足三项核心标准：

　　接入位置：新能源电源须接入用户与公共电网产权分界点的用户侧;

　　消纳比例：新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于 60%，占项目总用电量比例不低于 30%(2030 年起新增项目需不低于 35%);

　　计量要求：具备分表计量条件，电网企业需在发电、厂用电、并网、自发自用、储能等关键关口安装计量装置，精准统计各环节电量数据。

　　二、费用承担：遵循 “谁受益、谁负担”，细化成本分摊规则

　　为保障电力系统稳定运行，《通知》明确就近消纳项目需公平承担输配电费、系统运行费等稳定供应保障费用(未接入公共电网的项目除外)，具体规则如下：

　　(一)输配电费：分模式差异化缴费，兼顾灵活性与可靠性

　　按容（需）量缴费模式：项目仅按接网容量缴纳输配电费，下网电量无需额外缴纳系统备用费及输配环节电量电费。月度容(需)量电费计算公式为：

　　容（需）量电费 = 现行政策容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准 × 平均负荷率 ×730 小时 × 接入公共电网容量

　　其中，“平均负荷率” 暂按所在省份 110 千伏及以上工商业两部制用户平均水平执行，由电网企业测算后报省级价格主管部门审核公布;“接入公共电网容量” 为项目受电变压器容量与高压电动机容量(不通过变压器接入部分)之和。

　　两部制缴费模式：对可靠性要求高、需容量备份的项目，可选择继续按现行两部制输配电价缴费 —— 容(需)量电费按现行政策执行，电量电费根据实际用电量(含自发自用电量)及所在电压等级电量电价标准缴纳。

　　(二)系统运行费：暂按电量缴费，逐步向容量模式过渡

　　项目使用公共电网时视同工商业用户，暂按下网电量缴纳系统运行费，未来将逐步过渡至按 “占用容量” 等方式缴费;同时，暂免缴纳自发自用电量产生的政策性交叉补贴新增损益，减轻项目成本压力。

　　三、市场参与：保障平等地位，规范交易结算规则

　　《通知》强调，就近消纳项目与其他发电企业、电力用户享有平等市场地位，原则上作为统一整体参与电力市场：

　　现货市场地区：项目上网电量交易及价格结算严格遵循当地市场规则;

　　非现货市场地区：原则上不向公共电网反向送电，不开展送电结算;

　　特殊规定：项目新能源上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制;用电时需直接参与市场交易(不得由电网企业代理购电)，并按下网电量承担上网环节线损费用。

　　四、组织实施：明确责任分工，做好政策衔接

　　为确保政策落地，《通知》对各相关方职责作出明确要求：

　　省级价格主管部门：加强政策跟踪监测与经验总结，做好政策解读，及时回应社会关切;

　　项目业主单位：完成备案后向电网企业提交接网申请，自主确定接入容量，与电网企业签订供用电合同、购售电合同、并网调度协议，明确安全责任;

　　电网企业：严格审核项目资质，依据备案文件提供结算服务，每月向省级价格主管部门报送项目输配电费、系统运行费等明细。

　　此外，对于 2025 年 10 月 1 日前已接网的就近消纳项目，由各地价格主管部门统筹做好政策衔接，确保平稳过渡。