1192号文落地，新能源发电企业将会加快探索一体化模式，关联产业也将出现结构性增量变化。
截至2025年8月底，我国风电、光伏累计装机容量已突破17亿千瓦（其中光伏装机11.2亿千瓦，风电装机5.8亿千瓦），首次超过火电成为第一大电源。新能源发电具有间歇性、波动性特点，我国新能源大规模发展的同时，也面临消纳难度上升、电力系统调节压力加大等挑战。
为进一步促进新能源消纳，2025年9月12日，国家发展改革委、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》（发改价格〔2025〕1192号，以下简称“1192号文”）。1192号文是此前发布的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》的重要补充，明确了新能源就近消纳项目的边界条件、经济责任、市场参与方式和电网服务保障等内容，解决了长期以来制约新能源就近消纳发展的一些关键问题。
1192号文的核心目标是通过完善价格形成机制与市场交易规则，破解新能源就近消纳的体制机制障碍，实现新能源发电更高水平的本地消纳。
一是明确了就近消纳项目的界定条件与消纳要求。
1192号文首先明确了新能源就近消纳项目应具备的三项基本条件，为其身份界定和责任划分提供依据。一是界面清晰。项目的电源、负荷、储能等应作为整体与公共电网连接，形成清晰的物理界面和安全责任界面，电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧。从电网侧看，明确的产权分界点可强化安全责任切割，尽可能减少给大电网带来的安全隐患。从投资者角度看，清晰的物理界面能够引导项目电源提高自身的供电可靠性以及平衡调节能力。二是计量准确。要求项目具备分表计量条件，由电网企业在发电、厂用电、并网、自发自用、储能等关口安装计量装置，准确计量各环节电量数据。三是以新能源发电为主。项目的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年起新增项目不低于35%。这一要求需要项目投资者精准匹配用户用电需求，确保新能源发电与用户用电需求深度绑定，引导资源向真实用电场景倾斜。
二是完善了公平合理的输配电费缴纳机制。
1192号文遵循“谁受益、谁负担”原则，明确就近消纳项目需公平承担输配电费、系统运行费等稳定供应保障费用，核心亮点就是从“与电量挂钩”转为“按容（需）量缴纳”。
从电网角度，一个绿电直连项目（白天自发自用，晚上从公网下电）和一个24小时不停机的数据中心，占用的“电网容量”是一样的，电力线路投资和运维成本相近。在这个逻辑背景下，按照下网电量收取输配电费和系统运行费用是不公平的。基于这一认识，1192号文明确规定项目实行按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费。月度容（需）量电费计算方法：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。其中，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，由电网企业测算、经省级价格主管部门审核后公布。接入公共电网容量为项目同时使用的受电变压器容量及不通过变压器接入的高压电动机容量之和。若投资者配置了超过自身需求的接网容量导致负荷率低于全省平均水平，按平均负荷率计算的容量电费会高于原本按电量收取的输配电费，相当于增加了输配电成本。反之，若项目自身负荷率高于全省平均水平，则按平均负荷率计算可减少输配电费支出，节约了成本。
三是规范了系统运行费缴纳方式并设置过渡安排。
系统运行费是用户为保障电力系统安全稳定运行而分摊的成本，主要用于补偿发电机组提供的备用容量、调节能力等辅助服务。为确保新能源发电项目在无法自平衡时能即时获得电力电量的支撑与调节，除输配电网的备用外，系统还提供了长期可靠性需求的容量备用和平衡短期波动的实时调节资源。因此，就近消纳项目需要承担相应的系统运行费。
1192号文对系统运行费的规定体现了“短期过渡、长期改革”的思路，项目使用公共电网时视同工商业用户，暂按下网电量缴纳系统运行费，逐步向按占用容量等方式缴费过渡。暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益。
四是确立了平等参与电力市场的机制。
1192号文明确规定就近消纳项目与其他发电企业、电力用户等具有平等市场地位，原则上作为统一整体参与电力市场。这一规定从市场主体地位上保障了就近消纳项目的公平待遇，为其参与电力市场创造了条件。
在市场参与方式上，1192号文根据电力市场建设情况，采取了差异化的安排。电力现货市场连续运行地区，就近消纳项目上网电量交易和价格结算按照市场规则执行。这意味着项目可以通过“余量上网”获得市场收益，但同时也面临市场价格波动的风险。在电力现货市场未连续运行地区，由于缺乏灵敏的实时价格信号，1192号文要求就近消纳项目原则上不向公共电网反向送电、不开展送电结算。
1192号文明确规定，就近消纳项目上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。这意味着项目上网电量不再享受新能源标杆电价或补贴政策，而是按照市场价格结算。在用电方面，1192号文要求项目用电时，应当直接参与市场交易，不得由电网企业代理购电，并按照下网电量承担上网环节线损费用。
1192号文以“计量清楚、价格清晰”为核心，打通了“发多少、用多少、如何计、如何付”的全链条规则，改变了新能源就近消纳项目的开发与运营逻辑。
对新能源发电企业而言，将会加快探索一体化模式。
项目开发模式将发生转变。1192号文明确要求就近消纳项目的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%。这一要求将推动新能源发电企业从单纯的发电向“发电+用电”一体化模式转变，更加注重与用户需求的匹配和互动。未来，新能源项目的开发将不再是简单的选址和装机规模确定，而是需要深入分析用户负荷特性，优化电源结构和运行策略，以满足自发自用比例要求。
投资决策会更加复杂。1192号文对输配电费和系统运行费的规定，要求投资者综合考虑新能源发电成本、输配电费、系统运行费、市场电价等多方面因素，对项目进行全面的经济性分析。
商业模式创新会加速。在新能源全面入市的背景下，新能源发电企业就近消纳项目需要探索更加多元化的商业模式，以提高项目经济性。例如通过配置储能系统平滑出力波动、提高负荷率、降低接网容量等，减少输配电费支出；或者通过参与电力市场交易，利用电价波动获取额外收益。
在区域层面，政策将放大各地的资源禀赋与市场成熟度差异，加速推进能源结构转型和电力市场建设。
资源富集区将加速新能源开发转型。在甘肃、宁夏等新能源资源丰富且装机规模较大的地区，消纳问题尤为突出。1192号文通过价格机制引导新能源就近消纳，将有助于缓解这些地区的消纳压力，促进新能源产业持续健康发展。同时，这些地区可以依托丰富的新能源资源，发展零碳园区、“源网荷储”一体化、绿电直连等新模式，打造具有区域特色的能源发展路径。
东部沿海经济发达地区将加快绿色用能转型。广东、浙江等东部沿海地区，电力需求旺盛，电价水平较高，且面临较大的减排压力。1192号文的实施将为这些地区的企业提供更加经济的绿色用能选择，推动产业绿色转型。特别是在电力现货市场连续运行的地区，就近消纳项目可以参与电力市场交易，利用电价波动获取额外收益，提高项目经济性。同时，这些地区的企业还可以通过绿电直连等模式满足国际市场对产品碳足迹的要求，增强国际竞争力。
值得注意的是，1192号文鼓励新能源就近消纳，但并不排除区域间的能源合作。相反，明确的价格机制将促进区域间能源交易更加规范和高效。例如，在新能源资源丰富但本地消纳能力有限的地区，可以通过与负荷中心地区建立长期稳定的能源合作关系，实现新能源的跨区域消纳。同时，区域间的电力市场交易也将更加活跃，促进电力资源在更大范围内优化配置。
1192号文落地后，新能源关联产业也将出现结构性增量变化。
储能产业将迎来发展机遇。1192号文通过价格机制引导项目提升自平衡能力，将刺激储能系统的配置需求。储能系统可以在新能源大发时段储存多余电量，在出力不足时释放电力，从而提高自发自用比例，降低对公共电网的依赖。同时，储能系统还可以通过参与电力市场交易，获取额外收益。这将推动储能技术研发和产业化进程，促进储能成本下降和性能提升。
智能电网和电力信息化产业将受益。1192号文要求项目具备分表计量条件，由电网企业在发电、厂用电、并网、自发自用、储能等关口安装计量装置，准确计量各环节电量数据。这将增加项目对智能电能表、数据采集与监控系统、能量管理系统等设备和技术的需求，推动智能电网和电力信息化产业发展。同时，为了满足项目对电力市场交易和运行优化的需求，相关的软件和服务也将迎来发展机遇。
综合能源服务产业将快速发展。1192号文推动新能源项目向“发电+用电”一体化模式转变，将促进综合能源服务产业的发展。综合能源服务企业可以整合新能源发电、储能、负荷管理等多种资源，为用户提供一站式能源解决方案，提高能源利用效率，降低用能成本。这将催生一批新型能源服务企业，推动能源产业从单一的电力生产向综合能源服务转型。
绿电认证和碳交易相关产业将得到促进。1192号文鼓励新能源就近消纳，有助于企业降低碳排放，满足绿色发展要求。随着1192号文的实施，绿电认证、碳足迹核算、碳交易等相关产业将得到促进，可为企业提供更加全面的绿色低碳服务。
（作者系龙源电力海外投资有限公司规划发展部主任助理）
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