政策背景与目标 - 新能源大规模发展面临消纳难度上升和电力系统调节压力加大的挑战 [2] - 绿电直连、零碳园区、源网荷储一体化等就近消纳模式可促进新能源消纳利用并减轻系统压力 [2] - 当前发展偏慢主因项目边界和保供责任不清晰 以及经济责任不明确 [2] - 新价格机制旨在破解就近消纳项目发展难题 更好促进新能源消纳和减轻调节压力 [2] 项目准入条件 - 项目需具备清晰物理界面和安全责任界面 电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧 [3] - 需分表计量 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 [3] - 新能源年自发自用电量占比要求：不低于总可用发电量60% 不低于总用电量30%（2030年起新增项目不低于35%） [3] - 公共电网需提供接网和供电服务 并按接网容量保证可靠供电 [3] 费用缴纳机制 - 项目作为用户时需按接网容量缴纳输配电费和系统运行费 体现公平负担原则 [4] - 输配电费缴费方式由两部制改为主要按接网容量缴费 [4] - 系统运行费暂按下网电量缴费 未来逐步向按占用容量等方式过渡 [4] - 费用差异源于电力系统需提供稳定供应保障服务（调节服务和通道保障服务） [4] 电力市场参与方式 - 作为发电企业时与其他发电企业平等 原则上作为统一整体参与电力市场 [5] - 现货市场连续运行地区按市场规则执行上网电量交易和价格结算 [5] - 现货市场未连续运行地区原则上不向公共电网反向送电且不开展送电结算 [6] - 作为用户时与其他工商业用户平等 原则上作为统一整体直接参与市场 [6] 政策影响预期 - 细化明确项目边界、保供责任和经济责任 有望推动就近消纳模式加快发展 [7] - 通过使用自发新能源电量和减少接网容量节约成本 具备经济优势 [7] - 引导项目挖掘灵活调节能力和自主配置储能 提升自身平衡能力并降低接网容量 [7] - 最终实现促进新能源消纳利用和减轻电力系统调节压力的双重目标 [7]