促进新能源发电就近消纳 两部门细化项目边界

（原标题：促进新能源发电就近消纳 两部门细化项目边界）

证券时报记者 韩忠楠

9月12日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《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《通知》），从公共电网服务、费用承担、市场参与、组织实施四方面明确政策举措，旨在通过价格机制创新，推动风能、太阳能等新能源实现更高水平就近消纳，为能源绿色低碳转型、实现碳达峰碳中和目标提供有力支撑。《通知》自10月1日起正式实施。

国家发展改革委相关负责人表示，近年来，为支持新能源就近消纳模式发展，国家和各地陆续出台多项政策，鼓励试点先行，但总体上发展仍然偏慢，主要原因是项目边界和保供责任不够清晰，对公共电网提供的稳定供应保障服务，项目应当承担的经济责任不够明确。

基于此，此次发布的《通知》特别聚焦了新能源消纳过程中的电网服务、成本分摊、市场公平性等核心问题，并提出一系列针对性措施。

在公共电网服务保障方面，《通知》明确，对电源、负荷、储能一体化且以新能源为主要电源的就近消纳项目，公共电网将按接网容量提供可靠供电服务，保障项目安全稳定用电。

据悉，就近消纳项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，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%。

费用分摊机制的公平性是此次政策的重点内容。《通知》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，未接入公共电网的项目则无需缴纳相关费用。

为保障市场公平性，《通知》强调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。其中，现货市场连续运行地区，项目上网电量交易和价格结算按照市场规则执行；现货市场未连续运行地区，原则上不向公共电网反向送电、不开展送电结算。项目新能源上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。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。

国家发展改革委相关负责人表示，完善后的就近消纳价格机制，细化明确了就近消纳项目边界、保供责任、经济责任，有望破解当前新能源就近消纳模式面临的发展难题，推动其加快发展，将对新能源行业以及整个电力系统产生积极而深远的影响。

“就近消纳项目可通过使用自发新能源电量、合理减少接网容量等方式节约成本，加之完善后的价格机制对就近消纳项目也给予了一定支持，综合看具有较好的经济优势，从而有望实现加快发展，促进新能源消纳利用。”上述负责人表示，另一方面，将有效减轻电力系统调节压力。按照完善后的价格机制，就近消纳项目接网容量越小、需要缴纳的稳定供应保障费用就越少，这将有效引导项目通过挖掘灵活调节能力、自主配置储能等方式，提升自身平衡能力、降低接网容量，从而减轻系统调节压力。