谁买单？谁担责？深度解读就近消纳机制
发布日期：2025/9/24
每一项政策的诞生都有着深刻的时代背景在全球人工智能技术迅猛发展、各行业数字化转型加速的浪潮下，抢占科技与产业竞争制高点，发布了此项重磅政策。
最近，光伏行业可谓是风云变幻，一系列政策密集出台，预示着行业正面临着前所未有的转型期。国家发改委、国家能源局联合印发的《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），犹如一颗重磅炸弹，在行业内掀起了巨大波澜，将于10月1日正式实施。
政策频发，光伏消纳困境凸显
在此之前，国家发展改革委就《省级电网输配电价定价办法（修订征求意见稿）》公开征求意见，探索对就近消纳实行单一容量制电价的方法。而山东公布的全国首个新能源机制电价竞价结果更是令人咋舌：风电0.319元/度、光伏0.225元/度 ，超过2500万千瓦新能源项目参与角逐，竞争惨烈程度可见一斑。
这些信号都在清晰地表明，光伏消纳困境已经到了刻不容缓的地步。国家给出的提示也很明确：新能源的主战场正逐渐从“远送大电网+指标制”转向“贴近负荷的场景化与就近消纳”。对于光伏玩家来说，以往靠电价获利的途径或许将一去不复返。
1192号文：破解“谁买单”争议
1192号文被视为“就近消纳新电价里程碑”政策，主要解决了长期困扰新能源就近消纳项目的“谁买单”争议。政策明确提到“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%”，这就将真正的就近消纳项目与“形式上自发自用、实则挂网”的项目进行了明确区分。
此前，国家推出的绿电直连、零碳园区、源网荷储一体化等创新模式，旨在推动新能源消纳，规范光伏市场，但由于项目边界和保供责任不够清晰，导致了严重的“搭便车”问题。虽然就近消纳项目追求能源自洽，但在现实中仍高度依赖公共电网提供的备用容量、电压支撑、频率调节和事故备用等服务，并未真正给电网减负。
此次政策文件明确，只有满足界面清晰、计量准确、以新能源发电为主这三个条件的项目，公共电网才会按照接网容量提供可靠供电等服务，保障其安全稳定用电。同时，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；未接入公共电网的项目，不缴纳稳定供应保障费用 。
这一政策通过精确的定义、创新的定价和明确的规则，重塑了就近消纳项目与公共电网之间的经济关系。不仅能倒逼项目减少对公共网的干扰，还能推动开发商寻求其他提升自消费比的途径来保证收益。
按容量计费，倒逼项目增质提效
1192号文最大的创新点在于费用缴纳方式的改革，从“按电量缴费”转向“按容量缴费”。通知明确，就近消纳项目实行按容（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。
具体来看，月度容（需）量电费计算方式为：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 。当然，也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”。
这种新机制公平地反映了项目对电网输配电系统的固定成本占用，无论项目实际用电多少，其为电网“通道”支付的费用主要取决于其自主确定的接入容量。而传统的“按电量收费”模式模糊了这种成本结构。
另一方面，新机制能倒逼用户提升自身负荷利用率。计算公式中的“平均负荷率”作为影响就近消纳项目的关键点，代表当地同类大工业用户的平均容量利用水平。
如果企业实际负荷率>平均负荷率，按相对较低的基准线缴费就很“划算”；反之，则意味着“多掏钱”。这就鼓励企业提高变压器利用效率，优化电网资源配置，促进用户通过投资配置储能、参与虚拟电厂或通过精细化用电管理等手段，来削峰填谷改善用电曲线，提高自身负荷利用率，从而提升电网的负荷曲线、系统安全性和经济性。
在这种情况下，依赖大规模外送、靠卖电回收投资的集中式光伏项目就会非常吃亏，而对于那些能够就近消纳并通过容量计费，或者绿证、碳减排等多元化收益模式的场景项目则更加友好。
来源：高光新能源
