政策解读 | 谷峰：推动就近消纳项目为可靠性保障服务付费

我国电力工业取得了举世瞩目的成就，电力供应实现了从“用上电”到“用好电”的历史性跨越，90后的记忆里早已不再有频繁停电的场景，稳定可靠已经成为全社会对电力商品的基本认识。然而，这份“习以为常”的可靠性并不是“与生俱来”的，而是几代电力人数十年如一日的努力得到的成绩。随着我国能源转型的快速发展，电力供应开始从“用好电”向“用绿电”过渡，新能源取得了跨越式发展成就。尽管新能源具有随机性、波动性、间歇性等运行特性，我国电力系统依然保持了较高的可靠性。电网企业为可靠性付出的成本通过输配电价进行疏导，发电企业为可靠性付出的成本通过系统运行费进行回收，形成了公用电网系统可靠性的付费制度。为加快新能源高质量发展，满足电力用户物理追溯电力绿色价值的需要，《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源650号文）推动以绿电直连的方式发展新能源，与之类似的零碳园区、网源荷储、微电网项目等多种就近消纳新能源方式也同时兴起。众所周知，就近消纳项目与公共电网相连，除了正常购买下网电量，更重要的就是公共电网在应急情况下为就近消纳项目提供备用、支援、保障服务，本质上是就近消纳项目向公共电网购买了可靠性商品（缴纳交叉补贴是工商业电力用户的社会责任不再赘述）。由于缺乏统一的定价标准与清晰合理的经济责任界定，导致目前业内普遍形成了一种错觉，即就近消纳项目简单等同于“优惠电”、电网的可靠性是免费服务，甚至产生了“电网企业为维持售电量而阻挠项目”的误解，归罪电网企业为保持自身售电量阻碍就近消纳项目。究其本质，这其实是一场“买单之争”——享受了更可靠的电力服务，但这笔“更可靠的服务费”该由谁出、出多少、怎么出，缺乏政策性、机制性规定，《通知》的印发恰逢其时。

《通知》明确就近消纳项目要与公共电网形成清晰物理界面和安全责任界面，公共电网按照接网容量提供可靠供电等服务，未接入公共电网的项目不缴纳稳定供应保障费用。由于公共电网投资按照系统最大容量确定，与用户实际下网电量多少无关，所以《通知》规定输配电费按照接入公用电网的容（需）量（一部制容量输配电费）缴纳，各地规定的系统备用费和输配环节的现有电量电费不再收取。月度容（需）量电费等于现行容（需）量电费与现行电量电价标准折算容量电费之和，折算容量电费通过所在电压等级现行电量电价标准、所在省份110千伏以上工商业两部制用户的平均负荷率、月均自然小时（730小时）和接入公共电网的容量（由于平均负荷率已经考虑折算此处直接使用容量）四者乘积确定，本质上是规定了一部制容量电价和现行两部制电价的折算方法。为防止多路供电的高可靠性用户，因“一用多热备”支付多份输配电价，可继续按照现行收取方式和包括自发自用电量在内的实际用电量缴纳输配电价。与公共电网系统用户依靠支付系统运行费，疏导发电企业为公共电网可靠性付出的成本一样，《通知》指出就近消纳项目也要支付系统运行费（接入公共电网输电容量是“公路”，发电侧提供的各类可靠性产品是“抢险车”，“公路”多宽就要配置多少数量的“抢险车”），但是为了鼓励就近消纳项目发展，暂按下网电量缴纳系统运行费，逐步过渡到按照占用容量等方式缴费，对自发自用电量等暂免了系统运行费和政策性交叉补贴新增损益。

《通知》在界定就近消纳项目和公共电网系统之间经济责任的基础上，提出了就近消纳项目平等参与电力市场的要求。就近消纳项目可以与发电、用电主体（就近消纳项目是发用状态可以转换的主体）一样整体参与电力市场，遵守相同的规则进行交易和结算。现货市场未连续运行地区，由于缺乏市场化的灵敏价格信号，原则上不允许就近消纳项目整体表现为发电主体向电网送电，这体现了本轮改革“无现货、不市场”的基本思想。同时，由于就近消纳项目本身或通过资产关系、或通过就近消纳，已经实现了发用之间的直接交易，所以，就近消纳项目中用户负荷不能够拥有代理购电用户的身份，并要根据下网电量承担上网环节线损费用。

《通知》的出台应时而生、回应关切，通过差异化付费制度，引导新能源项目根据自身可靠性需求向公共电网支付相应费用，通过经济手段提高了新能源就近消纳的积极性，同时，明确就近消纳项目与公共电网按产权分界点划分安全与经济责任，避免了责任推诿，提升了资源配置效率，有助于电力系统向清洁降碳、安全可靠、高效调节、智能运行的方向加速转型。