中國儲能網訊：《關于完善價格機制促進新能源發(fā)電就近消納的通知》被業(yè)內視為新能源消納政策體系中的“關鍵補丁”，旨在通過價格信號引導新能源項目和用戶用能管理走向精細化運營，推動行業(yè)實現(xiàn)高質量發(fā)展。
近日，《關于完善價格機制促進新能源發(fā)電就近消納的通知》（以下簡稱“1192號文”）正式實施，標志著新能源就近消納政策進入以“自發(fā)自用比例”和“新輸配電價計算方式”為核心機制的新階段。
隨著新能源裝機規(guī)?？焖贁U大，電力系統(tǒng)消納壓力持續(xù)加大，電網調節(jié)成本不斷攀升。盡管國家和地方層面陸續(xù)推出綠電直連、零碳園區(qū)、源網荷儲一體化等就近消納模式探索，但由于項目邊界模糊、保供責任不清、經濟責任不明等問題，項目收益預期不穩(wěn)，總體發(fā)展仍然偏慢。
“1192號文”被業(yè)內視為新能源消納政策體系中的“關鍵補丁”，其核心突破在于明確就近消納項目的物理界面與安全責任界面，并首次規(guī)定項目須承擔相應的穩(wěn)定供應保障費用，包括輸配電價和系統(tǒng)運行費。這一機制旨在通過價格信號引導新能源項目和用戶用能管理走向精細化運營，推動行業(yè)實現(xiàn)高質量發(fā)展。
引導行業(yè)從“重規(guī)?！?/strong>轉向“重消納”
“在我國新能源發(fā)展進程中，一個典型現(xiàn)象長期存在：工業(yè)園區(qū)旁建有風電場或廠房屋頂鋪滿光伏板，物理距離雖近在咫尺，園區(qū)卻難以直接使用這些綠色電力。這就是制約我國新能源可持續(xù)發(fā)展的典型‘最后一公里’梗阻問題?！睒I(yè)內專家介紹，為破解這一困局，今年5月發(fā)布的《關于有序推動綠電直連發(fā)展有關事項的通知》（以下簡稱“650號文”）首次在國家層面構建了綠電直連的制度框架；隨后實施的“1192號文”則著力破除制約該模式發(fā)展的制度壁壘。兩項政策形成有效協(xié)同，共同推動新能源就地消納效率提升，促進綠色電力環(huán)境屬性顯性化與市場化交易，并通過標準化機制降低制度性交易成本。這標志著我國新能源發(fā)展實現(xiàn)重要轉向——從過去追求裝機規(guī)模擴張，轉向更加注重消納效率與市場價值的新階段。
為厘清新能源項目在發(fā)電與用電不同場景下的身份與責任，“1192號文”明確了就近消納項目應具備的三項基本條件：一是界面清晰。項目的電源、負荷、儲能等應作為整體與公共電網連接，形成清晰的物理界面和安全責任界面，電源應接入用戶和公共電網產權分界點的用戶側。二是計量準確。項目應具備分表計量條件，由電網企業(yè)在發(fā)電、廠用電、并網、自發(fā)自用、儲能等關口安裝計量裝置，準確計量各環(huán)節(jié)電量數(shù)據(jù)。三是以新能源發(fā)電為主。項目的新能源年自發(fā)自用電量占總可用發(fā)電量比例不低于60%，占總用電量比例不低于30%，2030年起新增項目不低于35%。
在此框架下，綠電直連、源荷儲一體化、智能微電網及增量配電網等項目，成為推動新能源就地消納的關鍵模式，通過不同路徑促進綠色電力直接接入用戶端。
價格機制倒逼項目提升運營能力
“1192號文”進一步解決了650號文懸而未決的價格機制問題，明確按照“誰受益、誰負擔”原則，對電力系統(tǒng)提供的穩(wěn)定供應服務，就近消納項目公平承擔輸配電費、系統(tǒng)運行費等費用；未接入公共電網的項目，不繳納穩(wěn)定供應保障費用。項目實行按容（需）量繳納輸配電費，下網電量不再繳納系統(tǒng)備用費、輸配環(huán)節(jié)的電量電費。
南方電網能源發(fā)展研究院高級研究員劉本杰解釋，電網輸配電價是總收入管制，由全體用戶承擔，此舉旨在實現(xiàn)用戶間成本公平分攤，避免因就近消納用戶下網電量少而導致成本向普通用戶轉嫁。新的價格機制將促使用戶更精準評估用電需求，合理申報接網容量，推動“按需付費”。
在源網荷儲數(shù)智化產業(yè)聯(lián)盟理事長程永強看來，新機制將深刻改變項目成本結構，對項目經濟性產生深遠影響。低負荷率或負荷不穩(wěn)定的項目將面臨前期投資與后期運營成本的雙重上升，利潤空間受到明顯擠壓，部分項目甚至可能因難以承受成本壓力而無法推進。
與此同時，優(yōu)化新能源出力與儲能的協(xié)同控制，為提升項目經濟性開辟了新路徑。廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強表示，新規(guī)將促使企業(yè)精準評估用電與容量需求，通過儲能配置與負荷管理提升自我平衡能力，減輕電網調節(jié)壓力。在新規(guī)推動下，儲能已從以往的政策性附屬設施，轉變?yōu)榫哂袑嶋H效益的重要資產。
程永強指出，新機制實質上是運用經濟杠桿，引導項目競爭焦點從規(guī)模擴張向負荷匹配精度、快速響應與精細化運營能力轉型。盡管行業(yè)短期內面臨轉型壓力，但長期利好行業(yè)走向健康發(fā)展軌道。
政策落地仍需持續(xù)優(yōu)化
就地消納項目與網購電之間的成本比較，成為項目落地的重要考量。
自然資源保護協(xié)會能源轉型項目高級主管黃輝認為，綠電直連這類“以荷定源”項目，可能因負荷企業(yè)停產、搬遷等原因不具備持續(xù)用電能力等問題帶來投資風險。增強項目韌性的關鍵在于能否為其匹配新的就近負荷，或允許其轉為市場化項目。從目前已經出臺的云南、山東等地方政策看，提到滿足條件的綠電直連項目可轉為全量入市項目。此外，綠電直連當前“單點對單點”模式抗風險能力較弱，如能推動項目與園區(qū)結合，實現(xiàn)“單點對多點”或“單點對網”的供應模式，將顯著提升風險抵御能力。
對出口型企業(yè)而言，綠電直連在價格與碳成本方面具備明顯優(yōu)勢。黃輝以出口產品到歐盟的企業(yè)為例說明，如果采用網購電方式，按現(xiàn)行電網碳排放因子和歐盟碳價，企業(yè)除電費外還需承擔約0.35元/度甚至更高的碳成本。使用綠電不僅是應對碳關稅的工具，更是企業(yè)實現(xiàn)綠色低碳轉型、提升品牌形象、獲取市場溢價的戰(zhàn)略選擇。
盡管政策方向明確，“1192號文”在落地過程中仍面臨挑戰(zhàn)。林伯強認為，應對源荷供需波動是項目規(guī)劃和運營的難點，會對接網容量選擇、源儲配置產生直接影響，專線的規(guī)模與距離也是影響項目經濟性的重要因素。
此外，新規(guī)以省級110千伏及以上工商業(yè)用戶的平均負荷率作為計費參考，但該指標隨年份與測算范圍動態(tài)變化，直接影響容（需）量電費計算結果，需進一步研究確定。新老政策銜接、在建及已建項目如何調整等問題，也亟待通過標準細化予以完善。
