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近日，《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号，以下简称“1192号文”）发布。其是对《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号文，以下简称“650号文”）的重要补充，其明确了价格机制，有利于激励社会资本对就近消纳项目的合理投资，促进新型电力系统的健康发展。
文件要点
1192号文件是对650号文在价格机制方面的重要补充，其适用范围不仅包括650号文的“一对一”的绿电直连项目，还适用于相关的新能源就近消纳项目。文件要点如下：
明确了文件适用范围
文件适用的就近消纳项目指：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。具体技术要求为：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%。
明确了就近消纳项目输配电价缴费机制
1192号文提出的输配电价机制既不同于用户侧分布式光伏自发自用电量完全不缴纳其对应的电量输配电费机制，也不同于增量配电网内部交易新能源电量不缴纳外部电网电量输配电费机制，而是把将其折算为“单一容量制电价”。具体要求是：项目实行按容（需）量缴纳输配电费，月度容（需）量电费计算方法为：容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（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。该机制下，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费。该规则与近期发布的《省级电网输配电价定价办法》（征求意见稿）“电网企业服务于新能源就近消纳等新型主体时，探索实行单一容量制电价”条款相呼应。
同时1192号文给出了一种可选择性的输配电价机制，即“可选择继续按现行两部制输配电价模式缴费，其中容（需）量电费按现行政策执行，电量电费根据实际用电量（含自发自用电量）以及所在电压等级电量电价标准缴纳。”
明确了自发自用部分电量暂减免系统运行费和政策性交叉补贴新增损益
1192号文对于系统运行费和交叉补贴给出了明确机制：“项目使用公共电网时视同工商业用户，暂按下网电量缴纳系统运行费，逐步向按占用容量等方式缴费过渡；暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益。”
明确了线损费用按照下网电量缴纳
1192号文指出，“项目用电时，应当直接参与市场交易，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”。
进一步强调了参与电力市场的方式
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。现货市场连续运行地区，项目上网电量交易和价格结算按照市场规则执行；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。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。项目用电时，应当直接参与市场交易，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。
文件最大亮点 电价机制高于预期
自650号文发布以来，对于绿电直连等就近消纳项目要缴纳哪些费用成为业内最关心的问题。不少业内人士均指出，如果输配电价、系统运行费等全额缴纳，且还要附加缴纳交叉补贴，那么项目将不具备任何投资价值，650号文也会成为一纸空文。1192号明确了系统运行费、交叉补贴、线损对于自发自用电量的减免，这高于了市场预期。
另外，虽然输配电价机制的经济性效果不及单纯减免自发自用电量部分的电量输配电价，但该“单一容量制电价”有一定的科学性，且对于年利用小时数较高的用户项目同样能起到一定的输配电价降低作用。
就近消纳项目投资经济性测算要点
1192号文明确了就近消纳项目投资经济性分析的边界条件。就近消纳项目投资经济性将分为固定电价部分和变动的交易电价两部分考虑。
固定电价部分指线损、系统运行费、交叉补贴、输配电价等部分。线损、系统运行费根据自用电量相对容易测算，且是明确可以降低的成本；交叉补贴涵盖在用户缴纳的输配电价中，对用户成本的分析没有影响；输配电价测算稍微复杂，虽其友好性不及采用两部制电价机制完全减免自发自用部分电量，但对于大多数项目而言输配电价的减少仍是有利的。需要注意的是，1192号文对系统运行费、交叉补贴的描述用词是“暂按”、“暂免”。这对未来项目是否会增加该项成本具有一定的不确定性。总体而言，就近消纳项目的上述固定电价部分都会降低，且其测算相对清晰。
变动的交易电价指的是就近消纳项目新能源自发自用部分成本与参与当地电力市场成本的比较，这也是项目经济性测算最大的难点。由于电力现货市场价格或用户分时零售电价是带曲线的价格，且通常而言在当地新能源大发时段该电价较低，相反在当地新能源小发时段该电价较高。因此，就近消纳项目不能简单的拿自发自用新能源电价与当地代理购电价格、或新能源电力市场结算价格进行比较分析其经济性，而是应结合就近消纳项目自发自用电价、内部新能源发电曲线、用户用电负荷特性曲线、当地电力市场价格曲线等综合分析，通过8760h仿真综合判断采用内部新能源后用户综合采购电价的降低或升高情况。
需要注意的是，这部分电价有可能因为采用了新能源接入反而升高，比如在新能源过多、现货市场完善的省份，如果仅采用光伏的就近消纳，用户综合的采购电价成本（内部自发自用电量和市场采购的综合成本）就有可能升高。
综上，就近消纳项目的经济性分析是一项综合性的工作。线损、系统运行费、交叉补贴、输配电价等固定部分是比较明确可以降低的，但变动的交易电价部分则具有一定的不确定性。
就近消纳项目投资风险控制措施
就近消纳项目的投资风险控制主要集中在项目投前决策和项目运营两个阶段。
就项目投前决策阶段而言，应做好技术方案和商务方案的统筹考虑。就近消纳项目的收入机制完全不同于之前的新能源电站项目、分布式光伏项目甚至源网荷储一体化项目。随着各地电力现货市场规则的完善、136号文的普遍应用，就近消纳项目的经济性评估以及投资财务模型构建是一个基于电力市场规则、新能源/储能配置方案双向优化、用户合作商业模式的综合性问题。
就项目运营阶段而言，应做好电力交易运营工作。就近消纳项目以新型经营主体身份参与市场，因具备更好的调节性能，使得其参与电力市场套利空间更大。而更加准确的发电功率预测、用户电量预测则是保障优秀电力交易策略的基础。
