NRDC和厦门大学中国能源政策研究院日前举办了第15期“电力低碳保供研讨会”，主题为“就近消纳价格新规的影响：以绿电直连为例”。参会专家围绕就近消纳新规的核心变化与市场影响、输配电价机制下绿电直连项目和配储的经济性、绿电直连项目的电网保障与责任边界等议题进行了研讨。
今年9月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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1192号文），首次明确了绿电直连等项目需要缴纳的稳定供应保障费用将包括输配电价和系统运行费。1192号文有望破解当前新能源就近消纳模式面临的难题，推动就近消纳项目的落地，减轻电力系统的调节压力，并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。
破解新能源就近消纳难题
“就近消纳项目主要按接网容量缴纳输配电费，这不仅有助于引导就近消纳项目合理报装接入公网容量，减轻系统调节压力，还有利于电网输配电成本公平分摊。”南方电网能源发展研究院高级研究员刘本杰表示，为了实现“安全总体稳定，绿色持续增长，成本有效可控”的目标，非常关键的措施之一是电价政策的引导作用。1192号文明确了系统运行费和输配电价这两部分的收费规则，释放了非常明显的稳定供应保障服务的价格信号。
刘本杰提出，输配电价由两部制改为主要按接网容量缴费是考虑公平分摊的逻辑，电网输配电价是总收入管制，由全体用户承担，如果就近消纳用户缴纳的少了，其他普通用户就要多缴。“项目本身的电源和储能投资、电源和负荷曲线的匹配程度、还有线路具体的负荷密度，都会对项目的经济性产生影响。”他认为，对于新建项目，如果按新的容（需）量模式缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费和输配环节的电量电费，但对于存量项目，各省要根据实际情况做好衔接。“此外，考虑数据可得性和代表性，新规负荷率选取项目所在省份110千伏及以上工商业两部制用户的平均水平执行，但平均负荷率怎么用、用哪年的数据需要进一步研究明确。”
刘本杰建议在未来，项目应做好精准预测和协同报价，遵循高峰期出售、低谷期自用的逻辑，结合自身的经济性做好与储能的联动，以优化负荷曲线。
“在1192号文出台之前，绿电直连等就近消纳项目存在边界和保供责任不够清晰、经济责任界定不明等问题，这导致项目收益预期不稳定，影响社会资本参与的积极性。”源网荷储数智化产业联盟理事长程永强强调，1192号文的本质既不是鼓励新能源大干快上，也不是简单的限制发展规模，而是通过价格机制推动新能源项目向精细化转型，强化其经济责任与安全责任的公平性，促进新能源发展从规模扩张转向高质量发展。
程永强指出，新的价格机制对就近消纳项目的经济性有极大的影响，因为项目的成本结构发生了显著变化，原本的费用模式被打破。对于低负荷率或者负荷不稳定的项目，其前期投资和后期运营成本都会大幅增加，项目利润空间将被压缩，这可能会导致一部分项目因为难以承受成本压力而无法推进。
“在满足电网安全运行的前提下，就近消纳项目运营方通过优化新能源出力特性与储能系统的协同控制，大幅降低接入公共电网的容量规模，下网电量负荷率越高于省平均负荷率，就越能显著减轻容量电费负担。”程永强表示，当调度策略足够精细、负荷率突破传统认知阈值时，电价政策的杠杆效应被进一步放大，为项目经济性打开全新空间。
科学配置释放经济潜力
在风光资源大省内蒙古，电网调峰能力问题和就近消纳绿电成本问题是阻碍内蒙古发挥绿电优势的两大突出问题。在内蒙古节能降碳专家马冲看来，1192号文是以小切口解决大问题，充分发挥价格调节机制作用，为解决这两大突出问题提供了路径。
马冲指出，新规政策导向主要有4个方面：在机制上，是两部制输配电价向单一容量制电价转变；在成本上，费用测算的一个关键参数由自身负荷率转变为全省平均负荷率；在管理上，实现电力基础设施投资运行成本由用户平均分摊，向“谁受益、谁负担”的精细化管理转变；在系统上，推动传统源网荷储项目由电网兜底保障向发电友好型电站和用电自平衡的项目转变。
“1192号文新规不仅有利于提高绿电直连等项目的经济性，还有助于提升就近消纳项目配储的效益。此外，新规还有望进一步挖掘项目的自我平衡能力。”马冲指出，以内蒙古为例，目前虽然新能源装机超过一半，但电源结构仍以火电为主，且具备灵活调节能力的电源不足。随着新能源占比的持续提高，电网的调峰压力将明显加大。“因此需要电源侧和负荷侧双方共同发力，尤其是挖掘并提升柔性负荷的响应能力，以减少大规模高比例新能源上网造成的电网调峰压力。”
马冲提出，相较于以水电为主的项目，以风光资源为主的就近消纳项目更有动力增加储能配置，以减少对于电网的依赖。此外，在一些峰谷价差很高的地区，储能企业的收益可能会更多，应根据储能对电网实际调节的贡献作用来鼓励企业配置储能。当就近消纳项目作为用户参与电力市场交易时，也应通过测算来合理配置储能，降低项目成本。他指出，新规出台以前，企业配置储能增加了成本，对电网进行了调峰或减少了电网的压力的价值却无法体现。新规出台之后，有助于合理梳理责任界面收益。
程永强还指出，负荷容量和接入容量的差额越大，在新规下输配电费的优化空间就越大，而优化空间的关键在于构建灵活的源网荷储协同体系。通过动态调节储能充放电策略，协同优化内部电源出力曲线，可有效削峰填谷，降低对公共电网的瞬时容量依赖。结合负荷预测与运行场景模拟，合理配置储能规模与变电站受电容量，实现关键时段自平衡。同时，依托智能调度系统提升响应精度，不仅能增强供电可靠性，还可将容量成本控制推向极致，真正释放源网荷储一体化的经济潜力。
自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉表示，1192号文对650号文未明确的价格机制问题，特别是对保供责任和输配电费、系统成本等核心问题进行了初步的界定，有利于就地消纳项目和网购电之间的成本核算与比较，推动项目实质性的落地。“按照1192号文的计价模式，通过配置较大容量的电源可以节省输配电价，但一个必要性的前提就是电源有可靠的可调可控能力，因此需要在风光基础上配套储能等资源。有条件的地方可以考虑配套生物质发电、水电项目，来增加电源的稳定性。此外，通过负荷柔性管理也可以降低输配电费。最终的配置需要在源、荷可调可控能力提升所带来的成本与降低输配电费之间做好平衡。”
黄辉认为，对于系统成本，目前按照下网电量缴费还是比较友好的方式，未涉及频率和电压等稳定问题，但1192号文也提到了未来将逐步过渡到按占用容量等方式缴费，因此，未来系统运行费用的高低也将会受到源、荷可调可控能力的影响。
短期承压换来长期健康发展
“从推动项目规模化发展的角度来看，新的价格机制具有两面性。”程永强认为，一方面，符合“高负荷率、高自用率和高灵活性”标准的项目可能在新的机制下获得更多的经济激励，从而吸引更多的社会资本投入，推动项目的规模化发展；另一方面，成本结构重塑也可能会抬高准入门槛，限制一部分市场主体的进入，比如对依赖余电上网的项目可能形成衰减效应。因此，新规实质上是通过经济杠杆倒逼绿电直连项目从规模扩张转向负荷的匹配精度、快速调节响应能力和精细化运营能力的竞争。这一转型虽然短期会承受很大压力，但长期利好行业健康发展。
在项目投资风险方面，黄辉认为，绿电直连这类“以荷定源”项目，确实可能因负荷企业停产、搬迁等原因不具备持续用电能力等问题带来投资风险。因此，能否为绿电直连项目匹配新的就近用电负荷或将绿电直连项目转为市场化项目是应对这些风险的关键。从目前出台的云南、山东等地方政策看，提到了满足条件的绿电直连项目可转为全量入市项目。此外，绿电直连项目目前要求单点对单点，抗风险能力较弱。如果绿电直连项目与园区结合，实现单点对多点或者单点对网的供应模式，通过这种多负荷之间的调剂将极大提高抗风险能力。
黄辉表示，在适配用户上，对于出口企业，绿电直连项目比网购电的方式更具价格优势。以出口产品到欧盟的企业为例，如果采用网购电的方式，除支付网购电价外，按现行电网碳排放因子和欧盟碳价，还需承担0.35元/度甚至更高的碳成本。
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强表示，新规完善后的价格机制以“谁受益、谁负担”为核心原则，将促使企业更精确地评估用电与容量需求，倒逼其通过储能配置与负荷管理提升自我平衡能力，从而减轻电网整体的调节压力。在新规推动下，储能已从以往的政策性附属设施，转变为具有实际效益的重要资产。同时，零碳园区有望成为推动绿电直供和就近消纳的重要突破口。林伯强还指出，650号文和1192号文为新能源发展营造了良好的制度环境，但在成本分担等环节，未来仍需进一步研究并完善配套政策。
