近年來，我國新能源大規模發展，取得了舉世矚目的成就，但同時也面臨消納難度上升、電力系統調節壓力加大等挑戰，為此，各方積極探索消納新能源的新模式。今年2月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》，致力于通過市場化手段解決消納難題。5月，《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》的出臺，提出了綠電直連項目的消納新場景。9月12日，兩部委再次聯合發布《關于完善價格機制促進新能源發電就近消納的通知》（以下簡稱《通知》），從參數要求、費用承擔、市場路徑3個維度對就近消納項目給出清晰規范。這些政策為項目投資者評估項目可行性、制定投資策略提供了重要依據，也為新能源就近消納項目的規模化落地提供了制度保障。

項目建設技術要求：

參數設置的深層邏輯

新能源就近消納項目中較常見的電力系統成員有一定的特殊性，有著發電企業與電力用戶的雙重身份。為明確項目在不同身份下的權利與義務，《通知》對項目接網方式、消納比例等建設條件提出了十分清晰的要求。

形成清晰物理界面和安全責任界面。《通知》明確，項目內部電源、負荷以及儲能等作為整體與公共電網連接，其中電源應接入用戶和公共電網產權分界點的用戶側。這一要求的核心目的在于厘清權責邊界，規避安全風險與運營糾紛。從電網側來看，明確的產權分界點可強化安全責任切割，盡可能減少給大電網帶來安全隱患；從投資者角度看，清晰的物理界面能夠引導項目電源提高自身的供電可靠性以及平衡調節能力，同時在電源前期規劃時，可將接入點直接明確至用戶廠區配電系統、公共電網的銜接節點，讓項目規劃更為精準，避免后期因接入位置模糊造成改造成本的增加。

消納比例與消納權重的雙重考量。《通知》規定，新能源項目的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%。從新能源消納方面看，高自發自用比例可更好地實現“就地生產，就地消納”的作用，減少新能源向公共電網輸送的壓力。同時，占總用電量的比例要求可確保項目與用戶用電需求深度綁定，引導資源向真實用電場景傾斜。對項目投資者來說，這一要求需要其精準匹配用戶用電需求。例如為年用電量1000萬千瓦時的工業用戶配套光伏項目，需確保光伏年發電量中至少60%（600萬千瓦時）被該用戶自用，且這部分電量需占用戶總用電量的30%以上（300萬千瓦時），投資者需在規劃階段與用戶就這兩個比例的可行性進行深度溝通，避免供需錯配導致比例不達標而失去政策支持。此外，高自發自用比例可讓投資者規避公共電網消納風險，若項目依賴向電網送電，可能面臨棄電、電價波動等問題，而自發自用則能鎖定大部分電量的消納渠道。

項目經濟性評估：

三大費用維度的決策指南

對投資者而言，項目是否可行的核心在于“是否能降低用電成本”。電能量電費、輸配電費、系統運行費三類費用構成了就近消納項目經濟性評價的關鍵維度，投資者需結合自身項目特點與市場環境，測算不同條件下的用電成本。

對比公共電網購電成本與自發自用成本。在電力現貨市場連續運行地區，可參考歷史現貨價格波動規律，結合自身用電曲線，測算市場購電費用；在電力現貨市場未運行地區，可參考當地中長期交易價格測算市場購電費用。對比就近消納的新能源發電成本與預測的購電費用：若新能源發電成本小于購電費用，那么用戶可通過就近消納項目節約電能量電費；反之，項目在電能量電費方面則不具有經濟性。

考慮負荷率差異對輸配電費的影響。《通知》對就近消納項目輸配電費改革是一大核心亮點——從“與電量掛鉤”轉為“按容（需）量繳納”。月度容（需）量電費計算方法為：容（需）量電費=按現行政策容（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。這一模式對電網而言，輸配電費總額不受影響，只是將部分原本按電量收取的費用調整為按容量收取。但對項目投資者而言，這一模式的影響聚焦于“負荷率差異”：公式中采用的平均負荷率是以所在省份110千伏及以上工商業兩部制用戶平均水平執行，而非項目自身實際負荷率。具體來看，若投資者配置了超過自身需求的接網容量導致負荷率低于全省平均水平，按平均負荷率計算的容量電費會高于原本按電量收取的輸配電費，相當于增加了輸配電成本；反之，若項目自身負荷率高于全省平均水平，則按平均負荷率計算可減少輸配電費支出，形成成本節約優勢。考慮到部分用戶因生產特殊性，對供電可靠性要求較高，《通知》允許其選擇繼續按現行兩部制輸配電價模式繳費，避免給用戶帶來過大經營壓力。

考量平衡系統運行費的當前紅利與未來成本。《通知》明確就近消納項目暫時按照下網電量繳納系統運行費，逐步向按照占用容量等方式繳費過渡。也就是說，項目自發自用電量無需繳納系統運行費，僅需公共電網購電部分付費即可，這對投資者無疑是一種短期紅利。但后續逐步向按占用容量等方式繳費過渡，意味著投資者需提前規劃成本——若未來按占用容量繳費，無論項目是否自發自用，只要占用了電網容量，就需繳納系統運行費。投資者在測算成本時，需將這一未來成本納入考量，避免政策過渡導致后期損失。

項目參與市場路徑：

平等地位下的收益與風險

除自發自用外，新能源就近消納項目還可以通過余量上網方式在市場中獲得收益，但與所在地區電力市場建設與運行狀態緊密相關，呈現出不同的特點與策略方向。

電力現貨市場連續運行地區項目風險與收益并存。在電力現貨市場連續運行地區，項目上網電量交易價格和結算價格按照市場規則執行。對投資者而言，這意味著“更多收益機會”與“更高風險管控要求”。項目可通過現貨價格波動獲取超額收益，例如在用電高峰時段，現貨價格較高而項目自身發電成本低，若此時有多余電量上網，可獲得高額電價；若新能源大發時段現貨價格跌至低谷，甚至負電價，項目上網電量可能面臨虧損，投資者需在收益潛力與風險管控之間做好平衡。

電力現貨市場未連續運行地區項目收益有限。在電力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。由于缺乏實時、準確的現貨價格信號，項目向公共電網反向送電時，難以根據供需關系確定合理的結算價格，而且反向送電可能增加當地電網的消納壓力，因此《通知》原則上不允許此類地區的項目反向送電。投資者無法通過向電網送電獲利，可盡量優化項目發電曲線與用戶用電曲線的匹配度，提升自發自用比例，盡可能通過節約外購電費實現收益。

（作者徐倩嵐，單位為中國華電集團有限公司；作者章琳楹，單位為國家能源投資集團有限責任公司）