两部门发文推动新能源实现更高水平就近消纳

　　本报北京 9 月 12 日电(记者邱海峰)记者 12 日从国家发展改革委获悉，国家发展改革委、国家能源局日前印发《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，部署推动新能源实现更高水平的就近消纳。

　　通知明确，公共电网提供稳定供应保障服务。对电源、负荷、储能等作为整体与公共电网连接，形成清晰物理界面和安全责任界面、以新能源发电为主要电源的就近消纳项目，公共电网按照接网容量提供可靠供电等服务，保障其安全稳定用电。就近消纳项目电源应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 年起新增项目该比例不低于 35%。项目应当具备分表计量条件，由电网企业在发电、厂用电、并网、自发自用、储能等关口安装计量装置，准确计量各环节电量数据。

　　根据通知，就近消纳项目公平承担稳定供应保障费用。按照 “谁受益、谁负担” 原则，对电力系统提供的稳定供应服务，就近消纳项目公平承担输配电费、系统运行费等费用;未接入公共电网的项目，不缴纳稳定供应保障费用。其中，输配电费方面，项目实行按容(需)量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费。月度容(需)量电费计算方法为：容(需)量电费 = 按现行政策缴纳的容(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。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、经省级价格主管部门审核后公布;接入公共电网容量为项目同时使用的受电变压器容量及不通过变压器接入的高压电动机容量之和。对于可靠性要求高、按要求需进行容量备份的项目，可选择继续按现行两部制输配电价模式缴费，其中容(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)以及所在电压等级电量电价标准缴纳。系统运行费方面，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，逐步向按占用容量等方式缴费过渡;暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益。

　　通知指出，就近消纳项目平等参与电力市场。项目与其他发电企业、电力用户等具有平等市场地位，原则上作为统一整体参与电力市场。现货市场连续运行地区，项目上网电量交易和价格结算按照市场规则执行;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。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。

　　国家发展改革委有关负责人表示，完善后的就近消纳价格机制，细化明确了就近消纳项目边界、保供责任、经济责任，有望破解当前新能源就近消纳模式面临的发展难题，推动其加快发展，将对新能源行业以及整个电力系统产生积极而深远的影响。一方面，将有效促进新能源消纳利用。就近消纳项目可通过使用自发新能源电量、合理减少接网容量等方式节约成本，加之完善后的价格机制对就近消纳项目也给予了一定支持，综合看具有较好的经济优势，从而有望实现加快发展，促进新能源消纳利用。另一方面，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、需要缴纳的稳定供应保障费用就越少，这将有效引导项目通过挖掘灵活调节能力、自主配置储能等方式，提升自身平衡能力、降低接网容量，从而减轻系统调节压力。

　　通知自 2025 年 10 月 1 日起实施。实施日期前已接网的就近消纳项目，由各地价格主管部门做好统筹衔接。