一文读懂1192号文件：容量计费时代开启，新能源就近消纳从“拼装机”转向“拼负荷”！

截至 2025 年上半年，我国风电、光伏发电累计装机容量已突破 14 亿千瓦，首次超过火电成为第一大电源。然而，随着新能源装机规模持续扩大，电力系统面临消纳难度不断上升、调节压力持续加大等新挑战。

新能源发电具有间歇性、波动性特点，大规模接入后，电力系统调峰调频需求急剧增加，弃风弃光现象在部分地区仍然存在。

为应对新能源消纳挑战，各方积极探索消纳利用新能源的新模式，其中绿电直连、零碳园区、源网荷储一体化等就近消纳模式，可以有效促进新能源消纳利用、满足企业绿色用能需求，并减轻电力系统调节压力。这些模式通过将新能源发电与本地负荷直接对接，减少了对远距离输电的依赖，提高了电力系统的稳定性和经济性。

然而，当前这些创新模式在实际落地中仍面临诸多障碍。国家发展改革委、国家能源局有关负责人在答记者问中指出，主要原因在于 "项目边界和保供责任不够清晰"，对公共电网所提供的稳定保障服务及其经济责任缺乏明确界定。

而1192 号文正是对《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650 号文）在价格机制方面的重要补充，其适用范围不仅包括 650 号文的 "一对一" 的绿电直连项目，还适用于相关的新能源就近消纳项目。

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。

1.就近消纳项目的界定条件

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，尽可能减少对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。项目应具备分表计量条件，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。

符合上述条件的就近消纳项目，公共电网应当按照规定提供接网、供电服务，并按接网容量保证可靠供电，保障项目在发电不足时仍能安全稳定用电。这一规定明确了公共电网对就近消纳项目的服务责任，为项目的稳定运行提供了制度保障。

2.输配电费缴纳机制

1192 号文对就近消纳项目输配电费改革是一大核心亮点，从 "与电量挂钩" 转为 "按容（需）量缴纳"。

假设有两个用户，都从电网申请了 10000KVA 的用电容量。

第一个用户，有绿电直连项目，白天自己发电用，只有晚上 5 小时才用电网的电。第二个用户是个 24 小时不停机的数据中心，天天满负荷运行。

从电网的角度看，这两个用户占的 "最大容量" 是一样的。也就是说，电网为了保障他们用电，都得按 10 兆瓦的标准去建线路、配设备、保安全。投资和运维成本，其实差不多。在这个逻辑背景下，当下按照下网电量收取输配电和系统运行费用是不合理的。

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）量电费计算方法为：

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。

这一模式对电网而言，输配电费总额不受影响，只是将部分原本按电量收取的费用调整为按容量收取。

但对项目投资者而言，这一模式的影响就在于 "负荷率差异"，公式中采用的平均负荷率是以所在省份 110 千伏及以上工商业两部制用户平均水平执行，而非项目自身实际负荷率。

具体来看，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，形成成本节约优势。

对于可靠性要求高、按要求需进行容量备份的项目，1192 号文提供了可选择性的输配电费缴纳方式，可选择继续按现行两部制输配电价模式缴费，其中容（需）量电费按现行政策执行，电量电费根据实际用电量（含自发自用电量）以及所在电压等级电量电价标准缴纳。

3.系统运行费缴纳方式

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。

就近消纳项目的新能源发电存在波动性与不确定性特点，在实际运行中用户必须依赖大电网作为终极保障。

为确保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。

这一安排有以下几个特点：

首先，考虑到现阶段各地系统运行费科目尚未完全规范统一，政策采取了过渡性措施，暂按下网电量缴纳系统运行费，这样的机制设计，既兼顾实际操作可行性，也明确系统责任与费用挂钩的改革方向。

其次，"暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益" 是一项重要优惠政策。交叉补贴是指工商业用户对居民用电的补贴，在新能源自发自用的情况下，这部分补贴可以免除，降低了项目的用电成本。

最后，政策明确未来将逐步向按占用容量等方式缴费过渡，体现 "用多少责任、担多少成本" 的公平原则，有助于激励项目提升自我调节能力、减少对公共电网的依赖。

4.市场参与机制

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。

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。

在这些地区，项目可以参考历史现货价格波动规律，结合自身用电曲线，测算市场购电费用。

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。

在这些地区，可参考当地中长期交易价格测算市场购电费用。

值得注意的是，1192 号文明确规定，就近消纳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。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的开发与运营逻辑。

对新能源发电企业而言，开发范式将发生根本性的转向。

项目开发模式将发生转变。

1192 号文明确要求新能源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。

投资决策更加复杂。

1192 号文对输配电费和系统运行费的规定，改变了传统的电价形成机制，使得新能源就近消纳项目的经济性评估更加复杂。投资者需要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，进行全面的经济性分析。特别是输配电费计算中的平均负荷率参数，将对项目经济性产生重要影响。

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，形成成本节约优势。

商业模式创新将加速。

在新的价格机制下，新能源发电企业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，从而减少输配电费支出。

或者通过参与电力市场交易，利用电价波动获取额外收益。这些创新将推动新能源产业从单一的发电业务向综合能源服务转型。

区域差异化发展将更加明显。

由于不同地区的电力市场建设情况、电价水平、新能源资源条件等存在差异，1192 号文的实施效果也将呈现出明显的区域特征。

在现货市场连续运行、电价波动较大的地区，就近消纳项目通过市场交易获取收益的空间更大。而在新能源资源丰富但消纳能力有限的地区，就近消纳模式将成为新能源发展的重要途径。

在这套机制牵引下，关联产业将出现结构性增量。

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，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。

这将增加对智能电表、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。在全球碳中和浪潮推动下，绿电直连作为新能源消纳的创新模式，正成为企业降低碳足迹的重要选择。

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，为企业提供更加全面的绿色低碳服务。

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，推动能源结构和市场建设的分化演进。

高新能源渗透率地区将加速转型。

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、源网荷储一体化等新模式，打造具有区域特色的能源发展路径。例如，宁夏可以利用其丰富的太阳能资源，建设大型光伏 + 储能 + 负荷一体化项目，实现新能源的高效消纳和利用。

东部沿海经济发达地区将加快绿色转型。

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。

特别是在现货市场连续运行的地区，如广东，就近消纳项目可以通过参与电力市场交易，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。

电力市场建设将加速推进。

1192 号文根据电力市场建设情况，对就近消纳项目参与市场的方式做出了差异化规定。在现货市场连续运行地区，项目可按照市场规则参与交易。在现货市场未连续运行地区，原则上不向公共电网反向送电。

这一规定将促使各地加快电力市场建设，特别是现货市场建设，为新能源就近消纳创造更好的市场环境。同时，也将推动跨省跨区电力市场协同运行，提高电力资源配置效率。

区域能源合作将进一步深化。

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，通过明确价格机制，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。