近年来，我国新能源大规模发展，取得了举世瞩目的成就，但同时也面临消纳难度上升、电力系统调节压力加大等挑战，为此，各方积极探索消纳利用新能源的新模式。2025年2月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），致力于通过市场手段解决消纳难题；同年5月，出台《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号），提出绿电直连项目的消纳新场景。9月12日，两部委再次联合发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）（以下简称《通知》），从参数要求、费用承担、市场路径三大维度对就近消纳项目给出清晰规范。这一政策为项目投资者评估项目可行性、制定投资策略提供了核心依据，也为新能源就近消纳项目的规模化落地提供了制度保障。新能源就近消纳项目较常见的电力系统成员有一定的特殊性，有着发电企业与电力用户的双重身份。为清晰项目在不同身份下的权利与义务，《通知》对项目接网方式、消纳比例等建设条件提出了十分明确的要求。一是形成清晰物理界面和安全责任界面。《通知》明确项目内部电源、负荷以及储能等作为整体与公共电网连接，其中，电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧。这一要求的核心目的在于厘清权责边界、规避安全风险与运营纠纷。从电网侧看，明确的产权分界点可强化安全责任切割，尽可能减少对大电网带来的安全隐患；从投资者角度看，清晰的物理界面能够引导项目电源提高自身的供电可靠性以及平衡调节能力，同时在电源前期规划时，可将接入点直接明确至用户厂区配电系统、公共电网的衔接节点，让项目规划更为精准，避免后期因接入位置模糊导致的改造成本增加。二是消纳比例与消纳权重的双重考量。《通知》规定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%。从新能源消纳方面看，高自发自用比例可更好实现“就地生产，就地消纳”的作用，减少新能源向公共电网的输送压力。同时，占总用电量的比例要求可确保项目与用户用电需求深度绑定，引导资源向真实用电场景倾斜。对项目投资者来说，这一要求需要其精准匹配用户用电需求。例如为年用电量1000万千瓦时的工业用户配套光伏项目，需确保光伏年发电量中至少60%（600万千瓦时）被该用户自用，且这部分电量需占用户总用电量的30%以上（300万千瓦时），投资者需在规划阶段与用户就这两个比例的可行性深度沟通，避免因供需错配导致比例不达标而失去政策支持。此外，高自发自用比例可让投资者规避公共电网消纳风险，若项目依赖向电网送电，可能面临弃电、电价波动等问题，而自发自用则能锁定大部分电量的消纳渠道。对投资者而言，项目是否可行的核心在于“是否能降低用电成本”。电能量电费、输配电费、系统运行费三类费用，构成了就近消纳项目经济性评价的关键维度，投资者需结合自身项目特点与市场环境，测算不同条件下的用电成本。一是对比公共电网购电成本与自发自用成本。在现货市场连续运行地区，可参考历史现货价格波动规律，结合自身用电曲线，测算市场购电费用；在现货市场未运行地区，可参考当地中长期交易价格测算市场购电费用。对比就近消纳新能源发电成本与预测的购电费用：若新能源发电成本小于购电费用，那么用户可通过就近消纳项目节约电能量电费；反之，项目在电能量电费方面不具有经济性。二是考虑负荷率差异对输配电费的影响。《通知》对就近消纳项目输配电费改革是一大核心亮点——从“与电量挂钩”转为“按容（需）量缴纳”。月度容（需）量电费计算方法为：容（需）量电费=按现行政策容（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。这一模式对电网而言，输配电费总额不受影响，只是将部分原本按电量收取的费用调整为按容量收取。但对项目投资者而言，这一模式的影响聚焦于“负荷率差异”：公式中采用的平均负荷率是以所在省份110千伏及以上工商业两部制用户平均水平执行，而非项目自身实际负荷率。具体来看，若投资者配置了超过自身需求的接网容量导致负荷率低于全省平均水平，按平均负荷率计算的容量电费会高于原本按电量收取的输配电费，相当于增加了输配电成本；反之，若项目自身负荷率高于全省平均水平，则按平均负荷率计算可减少输配电费支出，形成成本节约优势。考虑部分用户因生产特殊性，对供电可靠性要求较高，《通知》允许其选择继续按现行两部制输配电价模式缴费，避免对用户带来过大经营压力。三是平衡系统运行费的当前红利与未来成本。《通知》明确就近消纳项目暂按下网电量缴纳系统运行费，逐步向按占用容量等方式缴费过渡。也就是说，项目自发自用电量无需缴纳系统运行费，仅需公共电网购电部分付费即可，这对投资者无疑是一种短期红利。但后续逐步向按占用容量等方式缴费过渡意味着投资者需提前规划成本——若未来按占用容量缴费，无论项目是否自发自用，只要占用了电网容量，就需缴纳系统运行费。投资者在测算成本时，需将这一未来成本纳入考量，避免因政策过渡导致后期损失。除自发自用外，新能源就近消纳项目还可以通过“余量上网”方式，在市场中获得收益，但这一收益情况与所在地区电力市场建设与运行状态紧密相关，呈现出不同的特点与策略方向。现货市场连续运行地区项目风险与收益并存。现货市场连续运行地区，项目上网电量交易价格和结算价格按照市场规则执行。对投资者而言，这意味着“更多收益机会”与“更高风险管控要求”。项目可通过现货市场价格波动获取超额收益，例如在用电高峰时段，现货价格较高而项目自身新能源发电成本低，若此时有多余电量上网，可获得高额电价；若新能源大发时段现货价格跌至低谷，甚至负电价，项目上网电量可能面临亏损，投资者需在收益潜力与风险管控之间做好平衡。现货市场未连续运行地区项目收益有限。在现货市场未连续运行地区，原则上不向公共电网反向送电，不开展送电结算。由于缺乏实时、准确的现货价格信号，项目向公共电网反向送电时，难以根据供需关系确定合理的结算价格，而且反向送电可能增加当地电网的消纳压力，因此《通知》原则上不允许此类地区的项目反向送电。投资者无法通过向电网送电获利，可尽量优化项目发电曲线与用户用电曲线的匹配度，提升自发自用比例，尽可能通过节约外购电费实现收益。 《通知》的出台，为投资者提供了判断项目可行性的清晰指引，有效破解就近消纳项目发展难题，更好促进新能源消纳，减轻电力系统压力，对新能源行业以及整个电力系统产生积极而深远的影响。
来源：中国电力报
