政策框架 - 国家发展改革委与国家能源局联合发布通知 旨在通过完善价格机制促进新能源发电就近消纳 推动风能太阳能等新能源资源开发利用 助力能源绿色低碳转型及碳达峰碳中和目标实现 [1] 项目运营要求 - 就近消纳项目需形成清晰物理界面和安全责任界面 新能源发电应作为主要电源 电源接入需位于用户和公共电网产权分界点的用户侧 [1] - 项目新能源年自发自用电量需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年起新增项目比例提升至不低于35% [1] - 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以准确计量各环节电量数据 [1] 费用承担机制 - 按照"谁受益、谁负担"原则 就近消纳项目需公平承担输配电费和系统运行费 未接入公共电网的项目无需缴纳稳定供应保障费用 [2] - 输配电费采用按容(需)量缴纳方式 下网电量免除系统备用费及输配环节电量电费 月度容(需)量电费计算包含现行政策容(需)量电费加所在电压等级电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量 [2] - 系统运行费暂按下网电量缴纳 未来逐步向按占用容量方式过渡 暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益 [2] 市场参与规则 - 就近消纳项目与其他发电企业及电力用户具有平等市场地位 原则上作为统一整体参与电力市场 [3] - 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 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 [3] - 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 用电时需直接参与市场交易且不得由电网企业代理购电 按下网电量承担上网环节线损费用 [3] 实施安排 - 省级价格主管部门需加强跟踪监测和政策解读 项目业主单位需向地方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并签订相关协议 [3] - 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项目输配电费及系统运行费情况 [3] - 通知明确自2025年10月1日起实施 已接网项目由各地价格主管部门做好统筹衔接 [3]