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]

政策核心内容 - 国家发展改革委和国家能源局发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》 旨在明确新能源就近消纳项目的边界 保供责任和经济责任 推动其加快发展 [1] - 政策按照"谁受益 谁负担"原则 要求就近消纳项目公平承担输配电费和系统运行费等稳定供应保障费用 未接入公共电网的项目不缴纳相关费用 [1][3] - 完善后的价格机制将有效促进新能源消纳利用 通过价格引导项目提升自平衡能力 减轻系统调节压力 [7] 项目边界条件 - 就近消纳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 并安装计量装置准确计量各环节电量 [2] - 项目的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% [2] - 公共电网对符合条件的项目按规定提供接网和供电服务 并按接网容量保证可靠供电 [2] 费用缴纳机制 - 输配电费实行按容(需)量缴纳 下网电量不再缴纳系统备用费和输配电量电费 高可靠性用户可选择继续按现行两部制输配电价模式缴费 [3][5] - 系统运行费暂按下网电量缴纳 逐步向按占用容量等方式过渡 自发自用电量暂免缴纳政策性交叉补贴新增损益 [4][6] - 月度容(需)量电费计算包含按现行政策缴纳的容(需)量电费加上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 [7] 价格机制影响 - 新机制将输配电价中电量电价标准按平均负荷率 月均730小时和接入容量折算为容量电价 负荷率暂按110千伏及以上工商业两部制用户平均水平执行 [8] - 项目实际负荷率高于平均负荷率时 输配电价折算度电水平降低 可获得政策红利 激励项目提升自平衡能力和负荷率 [8] - 新机制鼓励项目减少报装接网容量 提升接网设施利用效率 有利于控制电力系统成本增长 [8] 行业发展前景 - 政策有望破解新能源就近消纳模式发展难题 推动分布式发电和用户侧储能融合发展 形成新的投资建设运营模式 [6][9] - 就近消纳项目通过使用自发新能源电量和合理减少接网容量节约成本 加之价格机制支持 具有较好经济优势 [7] - 市场化价格引导将促进分布式储能发展 推动新能源就近消纳项目加快发展 助力构建新型电力系统 [9]

政策核心内容 - 国家发展改革委和国家能源局印发通知 部署推动新能源实现更高水平的就近消纳 [1] - 通知明确公共电网提供稳定供应保障服务 [1] - 就近消纳项目需公平承担稳定供应保障费用 按照"谁受益、谁负担"原则 [1] 就近消纳项目技术要求 - 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] - 项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧 [1] - 新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60% [1] - 新能源年自发自用电量占总用电量比例不低于30% 2030年起新增项目不低于35% [1] 费用承担机制 - 就近消纳项目公平承担输配电费、系统运行费等费用 [1] - 未接入公共电网的项目 不缴纳稳定供应保障费用 [1]

政策核心内容 - 国家发展改革委与能源局联合发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》 旨在通过价格机制创新推动风能 太阳能等新能源实现更高水平就近消纳 为能源绿色低碳转型和碳达峰碳中和目标提供支撑 该政策自10月1日起正式实施[1] 公共电网服务保障 - 对电源 负荷 储能一体化且以新能源为主要电源的就近消纳项目 公共电网按接网容量提供可靠供电服务 保障项目安全稳定用电[1] - 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 要求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%[2] 费用分摊机制 - 遵循"谁受益 谁负担"原则 明确就近消纳项目需公平承担输配电费 系统运行费等稳定供应保障费用 未接入公共电网的项目则无需缴纳相关费用[2] - 项目用电时应直接参与市场交易 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[2] 市场参与机制 - 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[2] - 现货市场连续运行地区 项目上网电量交易和价格结算按市场规则执行 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[2] - 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[2] 经济影响与系统调节 - 就近消纳项目可通过使用自发新能源电量 合理减少接网容量等方式节约成本 完善后的价格机制对项目给予一定支持 具有较好经济优势[3] - 项目接网容量越小 需要缴纳的稳定供应保障费用越少 这将有效引导项目通过挖掘灵活调节能力 自主配置储能等方式提升自身平衡能力 降低接网容量 从而减轻系统调节压力[3]

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]

绿电直连定义与分类 - 绿电直连指电源不接入公共电网，通过专用线路向单一用户供电，电量可物理溯源[2] - 电源类型包括风能、太阳能、生物质能等新能源，涵盖新建和存量项目[2] - 分为并网型（接入用户侧后整体联入公共电网）和离网型（完全独立运行）两类[2] 政策出台背景 - 解决新能源消纳压力，探索就近消纳模式，提高资源利用效率[3] - 应对国际绿色贸易壁垒，满足高载能行业绿色转型需求[3] - 为用户提供降低用电成本的新选择，鼓励自主申报并网容量[3] 政策核心内容框架 - 第一部分明确项目定义、分类及安全优先等建设原则[4] - 第二部分要求加强规划引导，强调源荷匹配与模式创新[4] - 第三部分规定运行管理细则，涉及安全责任界面和系统友好性[4] - 第四部分建立交易与价格机制，推动项目整体参与电力市场[4] - 第五部分部署组织保障，明确各部门职责分工[4] 投资建设规定 - 支持民营企业等非电网主体投资，省级能源主管部门需配合[5] - 允许用户、新能源企业或合资公司投资电源，专线由用户或电源主体投资[6] - 不同投资主体间需签订长期购电协议，明确产权划分与违约责任[6] 新能源消纳与转型要求 - 要求新能源年自发自用电量占比不低于60%，2030年用电量占比提升至35%[7] - 通过配置储能、挖掘用户调节潜力提升自发自用比例[7] 电网安全与运行管理 - 并网型项目需与公共电网明确安全责任界面，自主承担供电中断责任[8] - 项目需纳入地方能源规划，经第三方评审并符合涉网技术标准[9] - 运行阶段由用户主责，接入调度系统接受统一管理[9] 经济性与公平性机制 - 项目需缴纳输配电费等费用，禁止地方违规减免[10] - 允许通过优化发用电曲线参与电力市场交易获取收益[11] 政策落地实施 - 国家层面将加强指导评估，派出机构负责监测执行[12] - 地方需细化要求，组织第三方评审并听取电网意见[12] - 电网企业和市场运营机构需提升技术支持与服务能力[12]