解读｜新能源发电就近消纳项目如何缴纳输配电费？

2025年9月12日，国家发展改革委员会和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”）。

在学习、研究相关政策、解读的基础上，本人针对“1192号文”和大家关心的问题，结合政策具体条款以笔记的形式对“1192号文”也做一个解读，以期抛砖引玉，求教于大家。

【以下为政策原文及解读】

国家发展改革委  国家能源局关于完善价格机制 促进新能源发电就近消纳的通知

各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：

大力推动风能、太阳能等新能源资源开发利用，对助力能源绿色低碳转型、实现碳达峰碳中和目标具有重要意义。发展新能源就近消纳，是促进新能源资源开发利用、满足企业绿色用能需求的重要途径。为贯彻落实党中央、国务院决策部署，推动新能源实现更高水平的就近消纳，现就有关事项通知如下。

一、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。

何谓新能源就近消纳项目？

根据国家发展改革委、国家能源局有关负责同志就“1192号文”接受记着采访提问时有关问答，新能源就近消纳项目主要包括绿电直连、零碳园区、源网荷储一体化等就近消纳模式。可以看出，这次国家是从整体制度和涵盖范围更广的层面（而非仅针对绿电直连这一特殊类型）制定的普遍适用于新能源就近消纳的价格机制规范。

明确公共电网提供供电服务界限，即接网容量。

电力用户接网容量指用户申请并经核准的用电设备总容量，通常以千瓦（kW）或千伏安（kVA）为单位，是供电合同签订、电费计算及供电设施规划的重要依据。它反映了用户对电力的需求量，直接影响到电网的设计和运行效率。根据“1192号文”规定，接网容量也是决定项目按容（需）量缴纳输配电费的关键因素。

在实际操作中，电力公司会根据用户的接网容量来确定供电方案，包括变压器的选择、线路的铺设以及配电设备的配置等。此外，接网容量还涉及到电力负荷的平衡，确保在高峰时段能够稳定供电，避免因过载导致的停电事故。

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。

对于新能源就近消纳项目，应满足哪些基本条件，“1192号文”与“650号文政策速递｜关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知”规定中多个方面保持一致。

上述硬性规定中，60%是相对于新能源自发自用而言，目的是引导新能源项目尽可能就近就地消纳利用；30%是“绿电”相对于项目总用电量而言，确保项目“绿”的底色、“绿”的基础。

该政策以“以荷定源”为宗旨，倒逼新能源项目与用电负荷深度绑定，通过专用直连线路实现“发-用”的物理闭环，从根本上解决传统分布式光伏“重发轻用”的问题。

60%的自发自用比例不仅是衡量电量的重要指标，也是推动能源生产和消费革命的关键参数和抓手。专家测算，如果全国工商业分布式光伏项目普遍达到这一标准，每年可减少1.2亿吨二氧化碳排放，相当于植树造林660万公顷。

该指标如此重要，所以政策要求电网企业必须切实负起责任，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。

疑问：部分企业由于用电负荷波动大（如季节性生产），可能导致自发自用比例不达标（60%、30%）。这个是项目后期生产经营可能产生的问题，初期不可预见，如何处理！？笔者建议电网企业通过签订相关合同约定方式来约束企业行为，规范政策执行。

二、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。

（一）输配电费。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。

其中，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。

关于新能源就近消纳项目，应公平承担稳定供应保障费用，包括输配电费和系统运行费两部分——这是大家普遍关心的重点，先说结论：无论用电多少，用电成本总量不变，你都需要承担备用输电能力对应的成本，只是收费方式改变。

具体政策规定就是：将现行输配电价中的电量电价标准，根据平均负荷率、月均小时数（8760小时/年÷12月/年＝730小时）和项目接入公网容量等因素，转换为容量电费——电量电费按一定计算规则折算成容量电费。

先来说输配电费——容（需）量电费：

2023年国家批复第三监管周期新输配电价政策，扩大了两部制电价执行范围，工商业用户主要执行两部制输配电价政策，电价由“容（需）量电价+电量电价”构成、用电成本由“容（需）量电费+电量电费”构成。

由于就近消纳项目具有自发自用电量大、下网电量相对小的特点，如果按照现行的单一制或两部制输配电价执行，该项目在新能源大发月份电量电费可能为零、但其他月份也仅只收取少量电量电费，这样可能导致电网企业在该项目上收取的”容（需）量电费（固定）+电量电费（很少）“无法完全覆盖电网投资、运维成本、交叉补贴等费用，少收的这部分费用势必转嫁出去，其他工商业用户被迫为就近消纳用户承担高额的电价交叉补贴，显然有失公平正义。

对于新能源就近消纳项目，本次政策明确“下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费”，但是新增了”月度容（需）量电费计算方法“规定的“电量电费折算容量电费”这个硬性规定，即就近消纳项目容量电费由“原容（需）量电费+电量电费折算容量电费’组成，就近消纳项目应缴纳的电量电费折算到容量电费中。

所以对新能源就近消纳项目，虽然下网电量不再缴纳输配环节的电量电费，但仍会将其折算到容量电费中收取。具体公式如下：

容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费+电量电费折算容量电费

其中：电量电费折算容量电费=所在电压等级电价标准（元/kWh）×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量（kW）

这就是电量电费折算进入容量电费的规则，730小时是按照”365天×24小时/天÷12月/年“公式计算出来的每月小时数。

据上，“电量电费折算容量电费”公式中电价标准、730小时是固定因素，变动因素或者说核心要素在于“平均负荷率”和“接入容量”。平均负荷率 = (平均负荷 / 最大负荷) × 100%‌。其中：平均负荷‌=某一时间段内的总用电量 / 该时间段的小时数‌；最大负荷‌=该时间段内的最高用电负荷值。

因此，企业在建设新能源就近消纳项目和申报接网容量时，需同时考虑负荷率和接网容量的合理性。

从负荷率看，负荷率高或低体现在系统或设备的平均负荷与最大负荷的比值差异，影响成本分摊。高于平均负荷率的企业在新能源就近消纳模式下的容量电费更划算，而低于平均负荷率则容量电费支出堪忧。

从接网容量看，接网容量越高相应的容量电费越高，这通过定价机制遏制了企业申报容量大于实际容量的冲动，规避“大马拉小车”，激励项目通过提高自平衡能力来提升负荷率，促进电网节约冗余投资，提高运行效率，实现用户和电网的双赢。

未接入公共电网的项目，是否需要缴纳稳定供应保障费用？

对于全新设立、完全离网的孤岛项目，电网没有建设任何备用供电设施、没有输配电责任和义务，企业没有享受公共电网1度电的供电服务，就不需要缴纳电费，符合责、权、利对等原则。

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，如何理解？

明确界定接入公共电网的容量范围，具体构成‌包括受电变压器容量‌（指项目内所有通过变压器接入公共电网的用电设备容量，包括但不限于各类工业设备、办公设施等）和高压电动机容量‌（指直接接入公共电网的高压电动机容量，无需通过变压器转换电压）。

按照变压器容量及高压电动机实际使用情况核定，可清晰划分项目与电网的责任边界，避免因容量界定模糊导致的纠纷。电网企业可精准计量各环节电量，避免重复计费或遗漏。 ‌同时，高压电动机等特殊设备直接接入电网的部分也被纳入计量范围，体现了对不同用电场景的全面覆盖。

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。

重点：对于化工、冶炼、大数据等需按相关规定标准进行高可靠性供电和变压器容量备份的行业，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，政策允许可以继续执行现行两部制输配电价模式，即在缴纳容（需）量电费基础上，包括自发自用电量在内的全部用电量（并非单指下网电网）按照现行电价标准缴纳电量电费。

选择这种模式的用户，经济性在于享受了较低的新能源电价红利（新能源结算价较下网电量均价低），但是自发自用（不低于60%比例）在内的全部电量缴纳了输配电价，同时企业还要承担专用输电线路成本。

（二）系统运行费。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。 ‌‌

再说系统运行费是什么？

系统运行费是2023年国家批复第三监管周期新输配电价政策新增电价项目，主要包括辅助服务费用（如调频、备用容量）、抽水蓄能容量电费、上网环节线损代理采购损益、电价交叉补贴新增损益（保障居民农业用电的价差补贴）、煤电机组容量电费等。

值得注意的是，政策性交叉补贴作为就近消纳项目应承担的社会责任，已包含在国家发改委2023年核定的输配电价体系中。新增交叉补贴损益按月测算发布，并随系统运行费向用户收取。

因此，政策规定新能源就近消纳项目自发自用电量等暂时免收系统运行费和政策性交叉补贴新增损益。

三、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。  ‌‌

为何新能源就近消纳项目不得由电网企业代理购电？

在就近消纳项目中，用户负荷不能拥有代理购电用户的资格，因为这些项目已经通过资产关系或直接交易实现了发电和用电之间的直接经济联系。

用户需要根据下网电量来承担上网环节的线损费用。这种安排确保了电力交易的透明性和效率，同时也促进了新能源的高效利用。

四、做好组织实施。各省级价格主管部门要加强跟踪监测，及时总结实施经验，提出完善的意见建议；加强政策解读，引导项目业主单位等方面充分理解政策意图，及时回应社会关切。

项目业主单位向地方有关主管部门备案后，向电网企业提出接网申请，自主确定接入电网容量，与电网企业签订供用电合同、购售电合同、并网调度协议，明确安全等相关责任。

电网企业应严格按要求进行审核，并依据备案文件提供结算服务，每月将项目输配电费、系统运行费等有关情况报告省级价格主管部门。  ‌‌

本通知自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。

国家发展改革委    国家能源局

2025年9月9日