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 - 国家发展改革委与国家能源局联合发布《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及碳达峰碳中和目标提供支撑[1] - 政策自2023年10月1日起正式实施 聚焦新能源消纳过程中的电网服务 成本分摊和市场公平性等核心问题[1][2] - 完善后的价格机制细化明确了就近消纳项目边界 保供责任和经济责任 有望破解当前发展难题并推动加快发展趋势[2] 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以保障安全稳定用电[1] - 就近消纳项目电源需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无需缴纳相关费用[2] - 项目用电时需直接参与市场交易 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] 市场参与规则 - 项目与其他发电企业 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[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且不开展送电结算[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] 经济优势与系统影响 - 就近消纳项目可通过使用自发新能源电量和合理减少接网容量等方式节约成本 叠加政策支持具备较好经济优势[3] - 接网容量越小则需缴纳的稳定供应保障费用越少 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并降低接网容量[3] - 机制将有效减轻电力系统调节压力并促进新能源消纳利用[3]

根据通知，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。 通知明确，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。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%。 本报北京9月12日电(记者邱海峰)记者12日从国家发展改革委获悉，国家发展改革委、国家能源局日前 印发《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，部署推动新能源实现更高水平的就近消 纳。 ...

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]

据了解，电建新能主营业务为中国境内风力及太阳能发电项目的开发、投资、运营和管理，主要产品是 电力。 本次冲击上市，电建新能拟募集资金约90亿元，将投入风力发电、太阳能发电项目建设，募投项目将围 绕"新能源大基地项目""绿色生态文明项目""就地消纳负荷中心项目"与"产业融合发展项目"四类进行布 局。 北京商报讯（记者 马换换 实习记者 李佳雪）9月11日，上交所官网显示，中电建新能源集团股份有限 公司（以下简称"电建新能"）主板IPO获得受理。 ...

项目背景与目的 - 公司响应国家绿色低碳及能源结构转型发展要求 践行可持续发展理念 [1] - 项目促进公司降本增效理念落实 [1] - 公司拟与昱泰能源合作开展分布式屋顶光伏发电项目 [1] 项目运营模式 - 采用自发自用、余电上网模式 所发电能由公司优先使用 [1] - 剩余电能接入公共电网 [1] - 昱泰能源负责投资建设光伏电站并向公司提供电费折扣优惠 [1] 财务安排 - 项目运营期为25年 [1] - 公司预计每年支付电费约33.95万元 25年累计支付电费约848.75万元 [1] - 租金标准为1元/平方米/年 预计25年租金总计21.75万元 [1] - 实际结算金额以最终执行为准 超出预计范围需重新签署补充合同 [1]

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]

政策框架与监管要求 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发通知 推动新能源发电就近消纳实现更高水平发展 [1] - 公共电网需为就近消纳项目提供稳定供应保障服务 包括可靠供电等安全稳定用电支持 [1] - 项目需形成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 [1] - 新能源年自发自用电量需达到总可用发电量比例不低于60% 占总用电量比例不低于30% [1] - 2030年起新增项目自发自用电量占总用电量比例要求提升至不低于35% [1] - 项目必须配备分表计量条件 由电网企业在发电/厂用电/并网/自发自用/储能等环节安装计量装置 [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等稳定供应保障费用 [1] - 未接入公共电网的项目免除稳定供应保障费用缴纳义务 [1] 电力市场参与规则 - 就近消纳项目与其他发电企业/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 [2] - 现货市场连续运行地区 项目上网电量交易和价格结算完全按市场规则执行 [2] - 现货市场未连续运行地区 禁止向公共电网反向送电且不开展送电结算 [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] - 项目用电时需直接参与市场交易 禁止电网企业代理购电 并按实际下网电量承担上网环节线损费用 [2]

政策框架 - 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 实现碳达峰碳中和目标 [3] - 发展新能源就近消纳是促进新能源资源开发利用的重要途径 满足企业绿色用能需求 [3] - 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 [7][8] 项目准入条件 - 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年起新增项目不低于35% [3] - 项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧 形成清晰物理界面和安全责任界面 [3] - 项目需具备分表计量条件 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 [3] 费用机制 - 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、系统运行费等费用 [4] - 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及输配环节电量电费 [4] - 月度容（需）量电费计算方式为：现行容（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 [4] - 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 暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益 [5] 市场参与机制 - 项目与其他发电企业、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 [5] - 现货市场连续运行地区 上网电量交易和价格结算按市场规则执行 未连续运行地区原则上不向公共电网反向送电 [5] - 项目用电时需直接参与市场交易 不得由电网企业代理购电 并按下网电量承担上网环节线损费用 [5] - 新能源上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制 [5] 实施与监管 - 省级价格主管部门需加强跟踪监测 总结实施经验并提出完善建议 加强政策解读和舆论引导 [6] - 项目业主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 签订供用电合同、购售电合同及并网调度协议 [6] - 电网企业需严格审核 依据备案文件提供结算服务 每月向省级价格主管部门报告项目输配电费、系统运行费等情况 [6]