政策框架 - 公共电网为新能源就近消纳项目提供可靠供电服务 保障安全稳定用电 [1][3] - 就近消纳项目需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 [1][3] - 项目电源应接入用户侧产权分界点 新能源年自发自用电量占比不低于总可用发电量60% [1][3] 技术标准 - 项目需具备分表计量条件 电网企业需在发电/厂用电/并网/自发自用/储能等关口安装计量装置 [1][3] - 新能源自发自用电量占总用电量比例不低于30% 2030年起新增项目提高至35% [1][3] - 接入公共电网容量定义为项目同时使用的受电变压器容量及高压电动机容量之和 [4] 费用机制 - 按"谁受益谁负担"原则 项目需承担输配电费和系统运行费 [4] - 输配电费采用容(需)量计费模式 计算公式包含现行容(需)量电费加电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入容量 [4] - 系统运行费暂按下网电量缴纳 逐步向按占用容量方式过渡 自发自用电量暂免政策性交叉补贴新增损益 [4] 市场参与 - 项目作为统一整体平等参与电力市场 现货市场连续运行地区按市场规则结算上网电量 [5] - 现货市场未连续运行地区不得向公共电网反向送电 项目用电需直接参与市场交易 [5] - 新能源上网电量不纳入可持续发展价格结算机制 下网电量需承担上网环节线损费用 [5] 实施安排 - 省级价格主管部门负责跟踪监测和政策解读 项目业主需向地方主管部门备案后申请接网 [6] - 电网企业需严格审核并提供结算服务 每月向省级价格主管部门报告费用情况 [6] - 政策自2025年10月1日起实施 已接网项目由各地价格主管部门统筹衔接 [6][7]