9月12日，国家发展改革委与国家能源局联合印发《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（以下简称 “1192 号文”），明确新能源就近消纳类项目（以下简称 “项目”）的价格原则与计算方法，消除了项目落地中的政策不确定性与模糊性。笔者结合项目核心特征、输配电费计算逻辑等维度，解读 1192 号文对项目发展的指导意义。

项目的核心特征

1192号文规定：“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。” 此条款明确了项目的四大关键特征：

多元集成性

项目由源、荷、储等多元素构成系统整体，涵盖内部电力发用、储放交互，以及与公共电网的电力往来，并非单一的新能源发电、用电或储能项目。

界面清晰性

项目与公共电网的物理界面（重点为产权界面、规划红线等）、安全责任界面（生产、资产、人身、信息安全等）均明确，是双方权责划分的核心基础。

电源绿色性

项目以新能源发电（风光发电、生物质发电等）为主要电源，且明确量化标准：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 年起新增项目需不低于 35%），与 “绿电直连” 项目要求一致。

空间毗邻性

新能源与负荷的空间距离较近（通常控制在几十千米范围内），充分体现“当地开发、本地消纳” 导向，尤其适用于电网新能源消纳困难地区，以及新能源资源丰富且本地产业绿电需求强烈的地区。

综上，当前此类项目主要涵盖绿电直连类项目、源荷储一体化项目、智能微电网、基于新能源的增量配电网项目等。

新输配电费计算方法

本质仍为“两部制”

输配电费与输配电价基础定义

输配电费是电力用户为使用电网企业服务所支付的费用，具体包括接入系统、联网、电能输配服务，以及报装、计量、抄表、维修、收费等无差别电网服务，计费依据为输配电价与下网电量。

输配电价通常采用“服务成本法” 制定，综合考虑监管周期内的准许成本与准许收益，由国家每 3 年核定一次。不同电压等级、用电容量的用户输配电价存在差异。通常工商业用户电压等级越高，购电费占比越高、输配电价占比越低。例如，35kV、110kV 工商业用户平段电价中，购电价格占比分别为 60%～70%、65%～75%，输配电价占比分别为 20%～30%、10%～20%。

输配电价的常见定价方式

输配电价分为两类：一是基于电量的“一部制电价”，二是基于容（需）量与下网电量的“两部制电价”。其中，两部制电价的成本回收逻辑为：

容（需）量电费= 容（需）量电价× 容（需）量（回收固定成本）；电量电费= 电量电价×下网电量（回收变动成本）。

1192号文的定价创新与本质

1192号文明确 “项目使用公共电网时视同工商业用户”，采用 “一部制电价” 思路构建项目与公共电网的 “服务 - 付费” 计量关系。其核心规则为：按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费及输配环节电量电费。计算公式如下：

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

该方法本质仍属“两部制电价”，创新点在于电量电费计算维度：将实际下网电量转化为“虚拟下网电量”，且该虚拟量与项目接入公共电网容量直接挂钩。因此，可将1192文规定的输配电费计算方法称为 “基于虚拟下网电量的两部制电价”定价方法。具体拆解如下：

（1）按现行政策缴纳的容（需）量电费

计算公式：按现行政策缴纳的容（需）量电费= 现行所在电压等级容（需）量电价 × 接入公共电网容（需）量

此部分的量可分为两类：一是非受控量：所在电压等级容（需）量电价（政府每3 年核定）；二是受控量：接入公共电网容（需）量（用户可自主决策，直接影响该部分电费金额）。

（2）虚拟下网电量电费

计算公式：虚拟下网电量电费= 虚拟下网电量电价 × 虚拟下网电量

其中：虚拟下网电量电价= 所在电压等级现行电量电价标准（政府每 3 年核定，非受控量）；虚拟下网电量= 730× 月虚拟负荷（注：730小时/月=8760小时/年÷12月/年）；月虚拟负荷=平均负荷率×接入公共电网容量。

可见，可将平均负荷率、接入公共电网容量、所在电压等级现行电量电价标准，看作虚拟下网电量电费的“三要素” 。其中，仅“接入公共电网容量” 为用户可控量，其余两项均为政府核定量（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）。

新输配电费机制：

倒逼项目规划与运行管理水平提升

新机制下，仅“接入公共电网容量” 为用户可控量，其余要素均为非受控量，因此合理评估接入容量对项目电费支出控制至关重要，同时对项目全流程管理提出更高要求。

合理配置调节资源：控费核心抓手

降低接入公共电网容（需）量需兼顾经济性与项目安全运行，需从三方面推进。一是规划阶段：精准匹配新能源容量与负荷、源荷净负荷与储能的协同关系；二是运营阶段：搭建覆盖源荷储全要素的数智化调控运营平台，提升预测能力，优化负荷曲线，提高接入变压器利用率；三是应急阶段：制定紧急状况应急预案，挖掘内部灵活调节资源潜力，平衡新能源波动性与有限接入公共电网容量的矛盾。

平均负荷率：虚拟下网电量电费的关键变量

平均负荷率是指定时期内平均用电负荷与同期最大用电负荷的比值（以百分数表示），直接反映用电均衡性与电力设施利用率。结合我国电费抄表周期，项目理论上应采用月平均负荷率，但1192 号文未明确周期界定 —— 不同周期的计算方法差异，给政策落地带来一定不确定性，值得关注。

差异化接网策略：关注省份电价结构差异

两部制电价存在如下一般规律：高负荷率用户适配“较高基本电价 + 较低电量电价” 组合，低负荷率用户适配 “较低基本电价 + 较高电量电价” 组合，以优化成本分摊、提升设备效率。该规律为项目接网策略提供了如下指引：

容（需）量电费占比高的省份：需尽量降低接入变压器容量，增加储能配置，提升源- 荷 - 储协同灵活性；容（需）量电费占比低的省份：可适当提高接入变压器容量，合理配置储能。

需注意：项目投资决策阶段需预判未来电价结构变化，提前规划接网方案。

结论：项目需强化全链条能力建设

新能源发电就近消纳项目虽看似与公共电网的直接联系减弱，但本质是将更多安全保障责任从公共电网转移至项目自身。这要求项目实施主体全面提升规划、设计、建设、运营、调控等全流程能力：一方面充分利用各类灵活调节资源，尤其需匹配适配的储能技术；另一方面创新储能装置商业模式，通过系统优化实现经济与安全的双重目标。

【转载自：电联新媒  作者：尹明】