中國儲能網(wǎng)訊：9月12日，國家發(fā)展改革委與國家能源局聯(lián)合印發(fā)《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”），明確新能源就近消納類項目（以下簡稱“項目”）的價格原則與計算方法，消除了項目落地中的政策不確定性與模糊性。筆者結合項目核心特征、輸配電費計算邏輯等維度，解讀1192號文對項目發(fā)展的指導意義。
項目的核心特征
1192號文規(guī)定：“對電源、負荷、儲能等作為整體與公共電網(wǎng)連接，形成清晰物理界面和安全責任界面、以新能源發(fā)電為主要電源的就近消納項目，公共電網(wǎng)按照接網(wǎng)容量提供可靠供電等服務，保障其安全穩(wěn)定用電?！贝藯l款明確了項目的四大關鍵特征。
多元集成性：項目由源、荷、儲等多元素構成系統(tǒng)整體，涵蓋內部電力發(fā)用、儲放交互，以及與公共電網(wǎng)的電力往來，并非單一的新能源發(fā)電、用電或儲能項目。
界面清晰性：項目與公共電網(wǎng)的物理界面（重點為產(chǎn)權界面、規(guī)劃紅線等）、安全責任界面（生產(chǎn)、資產(chǎn)、人身、信息安全等）均明確，是雙方權責劃分的核心基礎。
電源綠色性：項目以新能源發(fā)電（風光發(fā)電、生物質發(fā)電等）為主要電源，且明確量化標準：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年起新增項目需不低于35%），這些標準與“綠電直連”項目要求一致。
空間毗鄰性：新能源與負荷的空間距離較近（通常控制在幾十千米范圍內），充分體現(xiàn)“當?shù)亻_發(fā)、本地消納”導向，尤其適用于電網(wǎng)新能源消納困難地區(qū)，以及新能源資源豐富且本地產(chǎn)業(yè)綠電需求強烈的地區(qū)。
綜上，當前此類項目主要涵蓋綠電直連類項目、源荷儲一體化項目、智能微電網(wǎng)、基于新能源的增量配電網(wǎng)項目等。
新輸配電費計算方法本質仍為“兩部制”
輸配電費與輸配電價基礎定義
輸配電費是電力用戶為使用電網(wǎng)企業(yè)服務所支付的費用，具體包括接入系統(tǒng)、聯(lián)網(wǎng)、電能輸配服務，以及報裝、計量、抄表、維修、收費等無差別電網(wǎng)服務，計費依據(jù)為輸配電價與下網(wǎng)電量。
輸配電價通常采用“服務成本法”制定，綜合考慮監(jiān)管周期內的準許成本與準許收益，由國家每三年核定一次。不同電壓等級、用電容量的用戶輸配電價存在差異。通常工商業(yè)用戶電壓等級越高，購電費占比越高、輸配電價占比越低。例如，35千伏、110千伏工商業(yè)用戶平段電價中，購電價格占比分別為60%～70%、65%～75%，輸配電價占比分別為20%～30%、10%～20%。
輸配電價的常見定價方式
輸配電價分為兩類：一是基于電量的“一部制電價”，二是基于容（需）量與下網(wǎng)電量的“兩部制電價”。其中，兩部制電價的成本回收邏輯為：
容（需）量電費=容（需）量電價×容（需）量（回收固定成本）；電量電費=電量電價×下網(wǎng)電量（回收變動成本）。
1192號文的定價創(chuàng)新與本質
1192號文明確“項目使用公共電網(wǎng)時視同工商業(yè)用戶”，采用“一部制電價”思路構建項目與公共電網(wǎng)的“服務—付費”計量關系。其核心規(guī)則為：按容（需）量繳納輸配電費，下網(wǎng)電量不再繳納系統(tǒng)備用費及輸配環(huán)節(jié)電量電費。計算公式如下：
容（需）量電費=按現(xiàn)行政策繳納的容（需）量電費+所在電壓等級現(xiàn)行電量電價標準×平均負荷率×730小時×接入公共電網(wǎng)容量。
該方法本質仍屬“兩部制電價”，創(chuàng)新點在于電量電費計算維度：將實際下網(wǎng)電量轉化為“虛擬下網(wǎng)電量”，且該虛擬量與項目接入公共電網(wǎng)容量直接掛鉤。因此，可將1192號文規(guī)定的輸配電費計算方法稱為“基于虛擬下網(wǎng)電量的兩部制電價”定價方法。
按現(xiàn)行政策繳納的容（需）量電費
計算公式：按現(xiàn)行政策繳納的容（需）量電費=現(xiàn)行所在電壓等級容（需）量電價×接入公共電網(wǎng)容（需）量。
此部分的量可分為兩類：一是非受控量：所在電壓等級容（需）量電價（政府每3年核定）；二是受控量：接入公共電網(wǎng)容（需）量（用戶可自主決策，直接影響該部分電費金額）。
虛擬下網(wǎng)電量電費
計算公式：虛擬下網(wǎng)電量電費=虛擬下網(wǎng)電量電價×虛擬下網(wǎng)電量。
其中：虛擬下網(wǎng)電量電價=所在電壓等級現(xiàn)行電量電價標準（政府每3年核定，非受控量）；虛擬下網(wǎng)電量= 730小時/月×月虛擬負荷（注：730小時/月=8760小時/年÷12月/年）；月虛擬負荷=平均負荷率×接入公共電網(wǎng)容量。
可見，可將平均負荷率、接入公共電網(wǎng)容量、所在電壓等級現(xiàn)行電量電價標準，看作虛擬下網(wǎng)電量電費的“三要素”。其中，僅“接入公共電網(wǎng)容量”為用戶可控量，其余兩項均為政府核定量（平均負荷率暫按所在省份110千伏及以上工商業(yè)兩部制用戶平均水平執(zhí)行）。
新輸配電費機制：倒逼項目規(guī)劃與運行管理水平提升
新機制下，僅“接入公共電網(wǎng)容量”為用戶可控量，其余要素均為非受控量，因此合理評估接入容量對項目電費支出控制至關重要，同時對項目全流程管理提出更高要求。
合理配置調節(jié)資源：控費核心抓手
降低接入公共電網(wǎng)容（需）量要兼顧經(jīng)濟性與項目安全運行，需從三方面推進。一是規(guī)劃階段：精準匹配新能源容量與負荷、源荷凈負荷與儲能的協(xié)同關系；二是運營階段：搭建覆蓋源荷儲全要素的數(shù)智化調控運營平臺，提升預測能力，優(yōu)化負荷曲線，提高接入變壓器利用率；三是應急階段：制定緊急狀況應急預案，挖掘內部靈活調節(jié)資源潛力，平衡新能源波動性與有限接入公共電網(wǎng)容量的矛盾。
平均負荷率：虛擬下網(wǎng)電量電費的關鍵變量
平均負荷率是指一定時期內平均用電負荷與同期最大用電負荷的比值（以百分數(shù)表示），直接反映用電均衡性與電力設施利用率。結合我國電費抄表周期，項目理論上應采用月平均負荷率，但1192號文未明確周期界定——不同周期的計算方法差異，給政策落地帶來一定的不確定性，值得關注。
差異化接網(wǎng)策略：關注?。▍^(qū)）電價結構差異
兩部制電價實施過程中存在如下一般規(guī)律：高負荷率用戶適配“較高基本電價+較低電量電價”組合，低負荷率用戶適配“較低基本電價+較高電量電價”組合，以優(yōu)化成本分攤、提升設備效率。該規(guī)律為項目接網(wǎng)策略提供了如下指引：
容（需）量電費占比高的省（區(qū)）需盡量降低接入變壓器容量，增加儲能配置，提升源—荷—儲協(xié)同靈活性；容（需）量電費占比低的省份，可適當提高接入變壓器容量，合理配置儲能。
有一點需注意，項目投資決策階段需預判未來電價結構變化，提前規(guī)劃接網(wǎng)方案。
項目需強化全鏈條能力建設
新能源發(fā)電就近消納項目雖看似與公共電網(wǎng)的直接聯(lián)系減弱，但本質是將更多安全保障責任從公共電網(wǎng)轉移至項目自身。這要求項目實施主體全面提升規(guī)劃、設計、建設、運營、調控等全流程能力：一方面充分利用各類靈活調節(jié)資源，尤其需匹配適配的儲能技術；另一方面要創(chuàng)新儲能裝置商業(yè)模式，通過系統(tǒng)優(yōu)化實現(xiàn)經(jīng)濟性與安全的雙重目標。
