國家發展改革委 國家能源局關于完善價格機制促進新能源發電就近消納的通知

發改價格〔2025〕1192號

各省、自治區、直轄市、新疆生產建設兵團發展改革委、能源局，國家能源局各派出機構，國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司、內蒙古電力（集團）有限責任公司：

大力推動風能、太陽能等新能源資源開發利用，對助力能源綠色低碳轉型、實現碳達峰碳中和目標具有重要意義。發展新能源就近消納，是促進新能源資源開發利用、滿足企業綠色用能需求的重要途徑。為貫徹落實黨中央、國務院決策部署，推動新能源實現更高水平的就近消納，現就有關事項通知如下。

公共電網提供穩定供應保障服務

對電源、負荷、儲能等作為整體與公共電網連接，形成清晰物理界面和安全責任界面、以新能源發電為主要電源的就近消納項目，公共電網按照接網容量提供可靠供電等服務，保障其安全穩定用電。就近消納項目電源應接入用戶和公共電網產權分界點的用戶側，新能源年自發自用電量占總可用發電量比例不低于60%，占總用電量比例不低于30%、2030年起新增項目不低于35%；項目應當具備分表計量條件，由電網企業在發電、廠用電、并網、自發自用、儲能等關口安裝計量裝置，準確計量各環節電量數據。

就近消納項目公平承擔穩定供應

按照“誰受益、誰負擔"原則，對電力系統提供的穩定供應服務，就近消納項目公平承擔輸配電費、系統運行費等費用；未接入公共電網的項目，不繳納穩定供應保障費用。

01輸配電費

項目實行按容（需）量繳納輸配電費，下網電量不再繳納系統備用費、輸配環節的電量電費。月度容（需）量電費計算方法為：容（需）量電費=按現行政策繳納的容（需）量電費＋所在電壓等級現行電量電價標準×平均負荷率×730小時×接入公共電網容量。其中，平均負荷率暫按所在省份110千伏及以上工商業兩部制用戶平均水平執行，由電網企業測算、經省級價格主管部門審核后公布；接入公共電網容量為項目同時使用的受電變壓器容量及不通過變壓器接入的高壓電動機容量之和。

可靠性要求高、按要求需進行容量備份的項目，可選擇繼續按現行兩部制輸配電價模式繳費，其中容（需）量電費按現行政策執行，電量電費根據實際用電量（含自發自用電量）以及所在電壓等級電量電價標準繳納。

02系統運行費

項目使用公共電網時視同工商業用戶，暫按下網電量繳納系統運行費，逐步向按占用容量等方式繳費過渡；暫免繳納自發自用電量的政策性交叉補貼新增損益。

就近消納項目平等參與電力市場

項目與其他發電企業、電力用戶等具有平等市場地位，原則上作為統一整體參與電力市場。現貨市場連續運行地區，項目上網電量交易和價格結算按照市場規則執行；現貨市場未連續運行地區，原則上不向公共電網反向送電、不開展送電結算。項目新能源上網電量不納入新能源可持續發展價格結算機制。項目用電時，應當直接參與市場交易，不得由電網企業代理購電，并按照下網電量承擔上網環節線損費用。

做好組織實施

各省級價格主管部門要加強跟蹤監測，及時總結實施經驗，提出完善的意見建議；加強政策解讀，引導項目業主單位等方面充分理解政策意圖，及時回應社會關切。項目業主單位向地方有關主管部門備案后，向電網企業提出接網申請，自主確定接入電網容量，與電網企業簽訂供用電合同、購售電合同 并網調度協議明確安全等相關責任。電網企業應嚴格按要求進行審核，并依據備案文件提供結算服務，每月將項目輸配電費、系統運行費等有關情況報告省級價格主管部門.

本通知自2025年10月1日起實施。實施日期前已接網的就近消納項目，由各地價格主管部門做好統籌銜接。

對光伏發電的影響

01 明確分布式光伏的“身份"與價值

文件明確了“就近消納"的電力在輸配時產生的“過網費"標準。這為分布式光伏（特別是工商業屋頂光伏）點對點售電（即“隔墻售電"）掃清了最大的價格障礙。以前，電網收費不明確，導致項目難以核算成本?，F在，投資方可以清晰地計算收益，將極大激活分布式光伏交易市場。

02 提升本地光伏電力的競爭力

分時電價引導：政策鼓勵與分時電價機制結合。這意味著光伏在白天發電高峰時段，可以以更具競爭力的價格賣給附近的用戶，尤其是在工商業用電價格較高的時段，其電力價值更高。這直接提升了分布式光伏項目的投資回報率。

03提升本地光伏電力的競爭力

對于安裝在工廠、園區上的光伏，政策通過價格信號鼓勵企業最大限度自發自用，因為自用的電不需要繳納過網費，成本低。這會促使企業在設計階段就盡可能提高自用比例，優化用電習慣。

對光伏儲能的影響

這是更直接、更強勁的催化劑。文件的核心精神—“就近消納"，本質上就是讓發電和用電在時間、空間上更匹配，而這正是儲能的價值所在.

01 從“可選"走向“必選"

單純的光伏發電具有間歇性，難以與負荷曲線美匹配。要實現穩定、可靠的“就近消納"，配置儲能幾乎是一的選擇。儲能可以將白天用不完的光伏電力儲存起來，在傍晚或夜間用電高峰時釋放，從而大化本地消納比例，避免電力浪費。

02 商業模式更加清晰和多元化

提升“隔墻售電"價值：配有儲能的分布式光伏項目，可以向鄰近用戶提供更穩定、更可控的電力，甚至在晚上也能供電，從而可以簽訂更具吸引力的售電合同。

參與分時電價套利：政策明確的價格機制，使得儲能可以通過“低儲高發"在分時電價差中獲取穩定收益。白天儲存便宜的光伏電，晚上在高峰電價時段放出，賺取差價。

可能獲得容量補償：文件提及“完善容量電價機制"，雖然主要針對火電等，但未來有望逐步覆蓋到新型獨立儲能，為儲能提供的備用容量價值提供額外收入

03

催生新的應用場景

臺區共享儲能：在工業園區、商業區等配電臺區，建設共享儲能設施，為區域內多個分布式光伏項目提供調節服務，并通過價格機制回收成本。

光儲充一體化：配合電動汽車充電樁，形成“光伏發電+儲能緩沖+為車充電"的微網模式，美契合“就近消納"理念。

安科瑞光儲充一體化管理系統

安科瑞光儲充一體化本地化能量管理系統，可實現數據采集、數據處理、數據存儲、數據查詢與分析、可視化監控、報警管理、統計報表、策略管理、歷史曲線等功能。其中策略管理，支持多種控制策略選擇，包含計劃曲線、削峰填谷、需量控制、防逆流等。該系統不僅可以實現下級各儲能單元的統一監控和管理，還可以實現與上級調度系統和云平臺的數據通訊與交互，既能接受上級調度指令，又可以滿足遠程監控與運維，確保儲能系統安全、穩定、可靠、經濟運行。同時系統對電池組性能進行實時監測及歷史數據分析、根據分析結果采用智能化的分配策略對電池組進行充放電控制，優化了電池性能，提高電池壽命。

安科瑞EMS3.0企業能源管理平臺

安科瑞EMS3.0智慧能源管理平臺實現了從35kV配電到0.4kV用電側的整體監控，滿足光伏系統、風力發電、儲能系統、充電樁及中央空調等系統的接入，全天候進行數據采集分析，是一個集監控系統、能量管理為一體的管理系統。該系統在安全穩定的基礎上以經濟優化運行為目標，促進可再生能源應用，提高電網運行穩定性、補償負荷波動；有效實現用戶側的需求管理、消除晝夜峰谷差、平滑負荷，提高電力設備運行效率、降低供電成本。

安科瑞EMS3.0智慧能源管理平臺覆蓋能源生產、傳輸、分配、使用及優化各階段。該平臺通過深度融合物聯網、大數據與人工智能技術，實現對高速公路/園區等場景能源數據的精細化采集、記錄、跟蹤與統一管控，優化供用能設備運行策略，實現綜合能源系統高效供能，同時實現遠程運維管理與精準控制?；诠┠軆灮瘮祿晚椖拷ㄔO管理過程，降低高速公路/園區等場景綜合能源系統的成本和碳排放水平，有效提升能源利用效率，助力企業實現綠色低碳轉型。

安科瑞EMS3.0智慧能源管理平臺作為一個高度集成、智能化的綜合能源管理中樞，依托物聯網技術構建數據交互橋梁，整合新能源系統、儲能設施、充電設備、數據采集與處理單元等多元設施，為高速公路（如隧道、道路及服務區）、各類園區（如工業園區、商業園區、辦公園區）等多場景應用提供一站式能效管理、實時監控、數據分析與智能調度服務，旨在促進能源高效利用、節能減排，領能源管理向智能化、可持續發展方向邁進。

總結語

《關于完善價格機制促進新能源發電就近消納的通知（發改價格〔2025〕1192號）》的發布，標志著我國新能源發展進入新階段。該政策通過建立公平透明的價格機制，為分布式光伏"隔墻售電"掃清障礙，同時明確儲能系統在提升新能源消納能力中的關鍵地位。新政將推動"光伏+儲能"模式從政策驅動轉向市場驅動，為企業提供清晰的商業模式和收益預期。通過完善容量電費、系統運行費等配套機制，引導新能源項目實現更高水平的本地消納，促進能源結構優化升級，為構建新型電力系統奠定堅實基礎。