两部门细化新能源发电就近消纳项目边界，完善相关价格机制

　　9 月 12 日，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》(以下简称《通知》)。《通知》从公共电网服务、费用承担、市场参与、组织实施这四个维度明确了相关政策举措，意在借助价格机制创新，推动风能、太阳能等新能源达成更高水平的就近消纳，进而为能源绿色低碳转型以及实现碳达峰碳中和目标，提供有力支撑。该《通知》自 10 月 1 日起正式施行。

　　国家发展改革委相关负责人指出，近年来，为扶持新能源就近消纳模式的发展，国家以及各地已相继出台多项政策，鼓励先行开展试点工作，可整体而言，其发展速度依旧较为缓慢。主要原因在于项目边界和保供责任不够明晰，对于公共电网所提供的稳定供应保障服务，项目应承担的经济责任也不明确。

　　基于此，此次发布的《通知》专门聚焦新能源消纳过程中的电网服务、成本分摊、市场公平性等核心问题，并提出了一系列具有针对性的措施。

　　在公共电网服务保障方面，《通知》明确规定，针对电源、负荷、储能一体化且以新能源作为主要电源的就近消纳项目，公共电网会依据接网容量提供可靠的供电服务，以保障项目用电的安全与稳定。

　　据悉，就近消纳项目的电源需接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，新能源年自发自用电量要占总可用发电量比例不低于 60%，占总用电量比例不低于 30%，自 2030 年起新增项目该比例则不低于 35%。

　　费用分摊机制的公平性是此次政策的重点内容。《通知》遵循 “谁受益、谁负担” 的原则，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，而未接入公共电网的项目，则无需缴纳此类费用。

　　为保障市场公平性，《通知》强调，项目与其他发电企业、电力用户等拥有平等的市场地位，原则上应作为一个统一整体参与电力市场。其中，在现货市场连续运行的地区，项目上网电量的交易和价格结算按照市场规则执行;在现货市场未连续运行的地区，原则上不得向公共电网反向送电，也不开展送电结算。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。项目用电时，应当直接参与市场交易，不得由电网企业代理购电，并按照下网电量承担上网环节线损费用。

　　国家发展改革委相关负责人表示，完善后的就近消纳价格机制，对就近消纳项目边界、保供责任、经济责任都予以了细化和明确，有望破解当前新能源就近消纳模式所面临的发展难题，推动其加速发展，会对新能源行业以及整个电力系统产生积极且深远的影响。

　　上述负责人还称：“就近消纳项目能够通过使用自发新能源电量、合理减少接网容量等方式节省成本，并且完善后的价格机制也给予了就近消纳项目一定支持，综合来看具备较好的经济优势，所以有望实现加速发展，促进新能源的消纳利用。” 另一方面，其还将有效减轻电力系统调节压力。按照完善后的价格机制，就近消纳项目接网容量越小，需缴纳的稳定供应保障费用也就越少，这将有效引导项目通过挖掘自身灵活调节能力、自主配置储能等方式，提升自身平衡能力，降低接网容量，进而减轻系统调节压力。