新能源就近消纳补齐价格机制：接入公共电网需承担稳供保障费

9月12日，国家发展改革委、国家能源局对外发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（下文简称《通知》）。

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包括绿电直连、零碳园区、源网荷储一体化等新能源发电就近消纳模式，是促进新能源开发利用、满足企业绿色用能的重要途径。这些热门的新模式虽然声名在外，但是实际发展进度偏慢，主要原因在于其项目边界和保供责任不清，相应的经济责任不明确。《通知》的出台，致力于补齐这些安排，尤其是明确价格机制，界定权利义务边界。

《通知》明确指出，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。

国家发展改革委、国家能源局有关负责人表示，完善后的就近消纳价格机制，细化明确了就近消纳项目边界、保供责任、经济责任，有望破解当前新能源就近消纳模式面临的发展难题，推动其加快发展，将对新能源行业以及整个电力系统产生积极而深远的影响。

明确物理和责任边界

新能源发电就近消纳项目既发电、也用电，发电时是发电企业、用电时是电力用户，这些项目与公共电网的边界需进一步明确。

《通知》明确指出，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。

何谓“物理界面和安全责任界面清晰”？《通知》指出，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。项目应当具备分表计量条件，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，准确计量各环节电量数据。

何谓“以新能源发电为主”？《通知》指出，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%。

国家发展改革委、国家能源局有关负责人表示，新能源发电就近消纳项目，应该具备界面清晰、计量准确、以新能源发电为主等基本条件。对符合条件的就近消纳项目，公共电网应当按照规定提供接网、供电服务，并按接网容量保证可靠供电，保障项目在发电不足时仍能安全稳定用电。

华能集团能源研究院副院长陈大宇对21世纪经济报道记者表示，就近消纳项目与公共电网相连，除了正常购买下网电量，更重要的是公共电网在应急情况下为就近消纳项目提供备用、支援、保障服务，本质上是就近消纳项目向公共电网购买了可靠性商品。由于缺乏统一的定价标准与清晰合理的经济责任界定，导致业内普遍形成一种错觉：就近消纳项目简单等同于“优惠电”、公共电网的可靠性是免费服务，甚至产生了“电网企业为维持售电量而阻挠项目”的误解。究其本质，是一场“买单之争”——享受了更可靠的电力服务，但这笔服务费该由谁出、出多少、怎么出，缺乏政策性、机制性规定，《通知》的印发恰逢其时。

项目按容量缴纳输配电费

《通知》明确指出，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。

具体而言，对于输配电费，项目实行按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费。可靠性要求高、按要求需进行容量备份的项目，可选择继续按现行两部制输配电价模式缴费。

对于系统运行费，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。

电力规划设计总院程晨璐表示，新能源就近消纳项目多建设发电资产，仅在自身发电不足时，由公网供电，公网主要承担备用兜底作用。结合地方探索看，电网针对项目投资，不因是否采用就近消纳新模式而明显变化。由于就近消纳项目下网电量较少，如按现行单一电量制或两部制输配电价执行，项目本应承担的电网投资运行成本，将转嫁给其他用户；对于系统灵活性资源亦是如此，造成一定不公平。《通知》针对就近消纳项目首次提出“稳定供应保障费用”理念，以输配电费反映电网传输备用服务价值，以系统运行费体现灵活资源平衡调节服务价值，并创新单一容量制输配电价，推动项目按照“谁受益、谁承担”公平承担系统责任。

“对于大数据、化工等按照相关规定标准要求，必须开展高可靠性供电和变压器容量备份的行业，允许继续按现行两部制输配电价模式缴费，其中电量电费根据含自发自用电量的实际用电量缴纳，支持新质生产力发展”，程晨璐指出。

陈大宇表示，由于公共电网投资按照系统最大容量确定，与用户实际下网电量多少无关，所以《通知》规定输配电费按照接入公用电网的容（需）量（一部制容量输配电费）缴纳，各地规定的系统备用费和输配环节的现有电量电费不再收取。为防止多路供电的高可靠性用户，因“一用多热备”支付了多份输配电价，可继续按照现行收取方式和包括自发自用电量在内的实际用电量缴纳输配电价。与此同时，为了鼓励就近消纳项目发展，暂按下网电量缴纳系统运行费，逐步过渡到按照占用容量等方式缴费，对自发自用电量等暂免了系统运行费和政策性交叉补贴新增损益。

以价格机制引导项目提升自平衡能力

完善后的就近消纳价格机制，明确了就近消纳项目边界、保供责任、经济责任，有望破解其发展困境，推动就近消纳项目的加快发展，助力加快构建新型电力系统。

《通知》明确，项目输配电费按容（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。其中，平均负荷率暂按所在省份110千伏及以上工商业两部制用户平均水平执行，由电网企业测算、经省级价格主管部门审核后公布；接入公共电网容量为项目同时使用的受电变压器容量及不通过变压器接入的高压电动机容量之和。

国家发展改革委、国家能源局有关负责人表示，完善后的就近消纳价格机制，将有效促进新能源消纳利用。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，加之完善后的价格机制对就近消纳项目也给予了一定支持，综合看具有较好的经济优势，从而有望实现加快发展。按照完善后的价格机制，就近消纳项目接网容量越小、需要缴纳的稳定供应保障费用就越少，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。

程晨璐指出，《通知》将现行输配电价中电量电价标准按平均负荷率、月均小时数（730小时）、项目接入公网容量等折算为容量电价，其中平均负荷率暂按所在省份110千伏及以上工商业两部制用户平均水平执行。如此设计，充分考虑了新建项目负荷逐步增长的客观规律，避免负荷率设定过高，暂与常规大型工商业项目一视同仁、平稳起步。从具体执行看，新能源就近消纳项目实际负荷率相比平均负荷率越高，输配电价折算度电水平越低，相较负荷率低的项目可获得实质性政策红利，从而约束项目申报高于实际需求容量的行为、减少“大马拉小车”问题，激励项目通过提升自平衡能力提高负荷率，促进电网节约冗余投资和提高运行效率，实现用户和电网“合作共赢、一箭双雕”。

国家电网能源研究院财审所副所长张超表示，在确保成本公平负担的基础上，新机制还兼顾了对就近消纳项目的发展激励作用。按照新机制计算输配电费，如果就近消纳项目的接网负荷率高于电费折算公式中的平均负荷率，项目获得的“通道保障服务收益”将高于实际承担的“输配电成本”，这将鼓励项目减少报装接网容量、提升接网设施利用效率，从而有利于整体控制电力系统成本的增长。

华北电力大学经济与管理学院教授刘敦楠对21世纪经济报道记者表示，新能源就近消纳项目，主要特征在于贴近用户，比如新能源项目与用户位于同一变压器或同一园区内，是真正的就地消纳。现在，以市场化价格为引导，允许整体单元参与市场，可以促进分布式储能的发展。未来，分布式发电和用户侧储能将不再是单独选址，而是合为一个整体，这样新的投资建设运营模式已经非常明确了。

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