2025年9月9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，下称“1192号文”），并于10月1日正式实施。作为650号文《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》的关键配套政策，这份文件首次系统性明确了新能源就近消纳的价格机制与市场参与规则，解决了困扰行业多年的“成本分摊”与“交易边界”难题。实施三月以来，新疆若羌400万千瓦光伏就近消纳项目、浙江零碳园区源荷储一体化项目等一批标杆工程陆续落地，山西、广东等现货市场运行地区已出现就近消纳项目参与市场化交易的案例。本文结合政策原文、行业实践及最新数据，从核心定义、机制创新、市场影响三个维度展开深度解读，为市场参与者提供实操参考。一、政策出台的核心背景：破解消纳瓶颈的“关键一跃”我国新能源装机量已连续8年居全球首位，2025年前三季度风电、光伏新增装机合计达86GW，占全部新增装机的62%。但快速扩张背后，消纳矛盾日益突出：2024年全国风电、光伏平均利用率虽达96.8%，但甘肃、蒙西等新能源富集地区冬季弃风率仍偶有突破5%，局部地区午间光伏出力高峰时段调节压力显著。此前试点的绿电直连、源荷储一体化项目之所以推进缓慢，核心症结在于“三个不明确”：项目与公共电网的责任边界不明确、电网兜底保供的经济责任不明确、市场化交易的价格形成机制不明确。以某省级源荷储项目为例，2024年因自发自用电量核算标准缺失，与电网企业就输配电费结算争议耗时6个月，直接影响项目收益核算。1192号文的出台精准破解这一痛点。国家能源局数据显示，政策实施后两个月内，全国新增备案新能源就近消纳项目23个，总规模达12.6GW，较政策前月均增速提升47%，政策撬动效应显著。二、核心定义厘清：什么样的项目算“就近消纳项目”？1192号文从四个维度明确了新能源就近消纳项目的核心要件，并设置量化指标，结束了此前“各地各标准”的试点乱象。具体条件及实操要点如下表所示：核心要件政策定义量化标准实操要点多元集成性源、荷、储多元素构成系统整体，含内部发用储交互及与公网往来无明确数值，需提供系统集成方案储能配置比例建议不低于15%（2小时放电），可提升自用率达标概率界面清晰性整体与公共电网连接，物理及安全责任界面清晰电源接入用户与公网产权分界点用户侧需与电网企业签订明确的产权分界协议，避免后期责任纠纷电源绿色性以风光、生物质等新能源为主要电源自发自用电量占总发电量≥60%；占总用电量≥30%（2030年起≥35%）建议采用“自发自用+短时储能调峰”模式，提升达标稳定性空间毗邻性新能源与负荷空间距离较近，体现本地开发本地消纳通常控制在几十千米范围内参考江苏标准：风电与负荷距离≤50km，光伏≤30km从项目类型看，当前备案项目主要分为三类：一是工业企业绿电直连项目（占比42%），如某化工园区光伏直供项目；二是零碳园区源荷储一体化项目（占比38%），以浙江杭州湾新区为代表；三是县域智能微电网项目（占比20%），集中在新能源资源较好的县域地区。三、机制创新：价格与交易规则的“四大突破”1192号文的核心价值在于构建了“费用合理分摊、市场平等参与”的两大机制，其中四大创新点直接重构电力交易逻辑：1.输配电费：从“两部制”到“按容量为主”的转型政策实施前，就近消纳项目执行与常规工商业一致的两部制输配电价，即同时缴纳容量电费和电量电费。1192号文明确改为“按容（需）量缴纳为主”，具体计算公式如下：$$月度容（需）量电费=现行政策容（需）量电费+所在电压等级电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公网容量$$关键变化在于两点：一是取消下网电量的输配环节电量电费和系统备用费；二是平均负荷率采用全省110千伏及以上工商业用户平均水平（由电网企业测算并公示）。以江苏110千伏电压等级项目为例，接入容量10万千瓦，按2025年公示的平均负荷率65%计算，月度容（需）量电费较原两部制模式降低约18%，显著降低项目固定成本。对于可靠性要求高的项目，政策保留了“按原两部制缴费”的选择权，体现差异化设计。南方电网能源发展研究院刘本杰指出，这一机制可引导项目合理控制接入容量，从源头减轻电网调节压力。2.系统运行费：明确“谁使用、谁付费”的分摊原则此前系统运行费的缴纳范围和标准一直模糊，1192号文明确：项目使用公共电网时视同工商业用户，暂按下网电量缴纳，未来逐步过渡到按占用容量缴费；自发自用电量暂免缴纳政策性交叉补贴新增损益。这一规则直接降低了项目自发自用的成本。以蒙西某源荷储项目为例，2025年10月自发自用电量1200万千瓦时，按政策暂免交叉补贴新增损益后，单月成本减少约36万元。同时“逐步过渡到按容量缴费”的导向，也为储能、柔性负荷等调节资源提供了价值空间。3.市场参与：区分现货市场状态的差异化规则政策明确就近消纳项目与其他市场主体享有平等地位，原则上以整体身份参与市场，但根据现货市场运行状态实行差异化管理：现货市场连续运行地区（截至2025年11月，山西、广东等7省已正式运行）：项目上网电量可直接参与现货交易，价格按市场规则结算。山西某光伏就近消纳项目10月通过现货市场交易，午间高峰时段成交电价达0.72元/千瓦时，较基准电价溢价38%；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。这一限制主要因缺乏实时价格信号，避免无序送电冲击电网安全。另一关键规定是“项目用电必须直接参与市场交易，不得由电网企业代理购电”，这将推动就近消纳项目深度融入市场化交易体系，与用户侧形成更紧密的联动。4.“隔墙售电”：明确过网费分摊与流程简化措施分布式光伏“隔墙售电”是行业长期诉求，1192号文给出明确操作路径：一是过网费由电网企业与售电方按比例分摊；二是电网企业需提供“一站式”并网服务，15个工作日内完成接入方案制定、计量装置安装等全流程；三是鼓励通过电力交易平台签订光伏业主、用电方、电网三方电子合同。政策实施后，山东、浙江已率先落地一批“隔墙售电”项目。浙江杭州某工业园区分布式光伏项目，通过交易平台与园区内3家制造企业签订三方合同，10月完成“隔墙售电”230万千瓦时，过网费按“电网企业承担40%、光伏业主承担60%”的比例分摊，较原转供模式降低用户用电成本约12%。5.配套机制：绿电绿证与电网接入的刚性保障在交易配套方面，政策明确两项刚性要求：一是高耗能企业2025年起绿电采购比例不低于15%，未达标者将面临限电或罚款；二是新建配电网需预留30%以上分布式光伏接入容量，“自发自用为主、余电上网比例≤20%”的项目可享受免费接入服务。绿电绿证方面，实行“证随电走”机制，分布式光伏业主可直接通过交易平台出售绿证。2025年11月，江苏某500千瓦以上光伏项目通过绿证交易平台完成首笔交易，100万千瓦时电量对应生成100万个绿证，成交价格0.03元/个，额外增加收益3万元。四、市场影响：三类主体的机遇与实操建议1192号文实施三个月来，已对新能源投资者、电力用户、电网企业三类核心主体产生显著影响，结合最新案例提出实操建议如下：1.新能源投资者：聚焦“三率”提升项目收益政策对项目的“自发自用率、负荷率、调节率”提出更高要求，投资者需从三个方面优化策略：投前测算锚定本地参数：先向当地电网“分布式光伏接入专责”查询区域消纳裕度，再结合省级平均负荷率、输配电价标准测算成本。新疆若羌400万千瓦光伏项目投前，通过测算发现当地消纳裕度充足，且平均负荷率达72%，最终确定“光伏+20%储能”方案，确保自发自用率达标；优化源储荷协同控制：通过储能调峰提升自发自用率，如蒙西某项目配置2小时储能后，自发自用率从58%提升至65%，满足政策要求的同时降低容量电费；主动参与辅助服务市场：现货市场运行地区的项目，可通过提供调频、备用等服务增加收益。广东某项目10月通过辅助服务市场获得额外收益28万元，占当月总收益的12%。2.电力用户：分类型制定绿电采购策略不同类型用户面临的政策约束和收益空间不同，需差异化应对：高耗能企业：需提前规划绿电采购比例，可优先与就近消纳项目签订中长期合同锁定成本。某钢铁企业2025年11月与周边光伏项目签订3年直供合同，采购价格0.45元/千瓦时，较市场均价低8%，同时满足15%的绿电采购要求；工商业用户：用电量较大的用户可直接参与“隔墙售电”，通过三方合同降低用电成本。浙江杭州某电子企业通过“隔墙售电”，10月用电成本降低12%，同时获得绿电消费凭证；园区用户：推动园区整体打造源荷储一体化项目，如杭州湾新区零碳园区，通过整合园区内光伏、储能、柔性负荷资源，实现自发自用率70%，年节省电费超千万元。3.电网企业：加快基础设施与服务升级电网企业需从三个方面落实政策要求：一是按30%比例预留配电网接入容量，江苏、广东已启动2026年配电网改造计划，重点提升新能源接入能力；二是完善多关口计量系统，在发电、并网、自发自用等环节安装精准计量装置，浙江电网已完成首批15个项目的计量改造；三是优化“一站式”服务流程，南方电网将并网服务时限从15个工作日压缩至12个工作日，提升项目落地效率。五、未来展望：现货市场深化下的机制优化方向随着电力现货市场“统一市场、两级运作”框架的逐步成型（截至2025年11月，全国已有13个省级单位启动现货市场试运行），1192号文的落地效果将进一步提升。未来机制优化可能聚焦三个方向：一是系统运行费逐步从“按电量”转向“按容量”缴纳，更精准反映电网占用成本；二是扩大“隔墙售电”的覆盖范围，可能允许跨区域小型就近消纳项目交易；三是建立绿电绿证与碳市场的衔接机制，提升绿色电力的环境价值。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强指出，1192号文的核心意义在于让新能源就近消纳从“政策推动”转向“市场驱动”。对于市场参与者而言，适应新的价格机制、优化源荷储协同模式、提升市场化运营能力，将是把握这一轮政策红利的关键。

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电工初级，唯一设备，找单位

“我们厂每年外购电力占总能耗的30%，碳盘查时这部分必须算进去，但发电企业已经把发电过程的碳排放统计过了，这不就是重复计算吗？”生产企业的外购电力碳排放，到底算谁的？会不会和电力企业的排放重复计算？在近期的碳管理培训中，这个问题被反复提及。不少生产企业的双碳负责人都有类似困惑：一边是政策明确要求核算外购电力的间接排放，一边是担心“同一吨碳被两家算”的合规风险。其实答案藏在碳排放核算的核心逻辑里——不是重复计算，而是排放责任的科学传递。核心逻辑：排放责任的“接力赛”而非“重复跑”要厘清这个问题，首先得跳出“谁发电谁负责”的惯性思维。根据《温室气体核算体系（GHGProtocol）》及我国《企业温室气体排放核算与报告指南》，碳排放核算遵循“责任追溯”原则，而电力的碳排放责任会随着电力输送完成“接力传递”。电力企业的碳排放属于“Scope1直接排放”，核算的是煤炭燃烧、天然气发电等生产过程中直接向大气排放的二氧化碳，这是发电侧必须承担的排放责任。而生产企业外购电力产生的碳排放，属于“Scope2间接排放”，核算的是因消费电力而间接导致的发电侧排放，本质是将发电企业已统计的排放责任，按用电量比例转移到用电侧。从宏观总量看，全国电力系统的直接排放与间接排放总和是相等的。生态环境部发布的电力排放因子，就是连接发用两侧的“换算桥梁”。2021年全国电力平均排放因子为556.8gCO₂/kWh，意味着每消耗1度电，用电企业需核算0.5568千克的碳排放，这部分数值正是从发电侧排放总量拆分而来，不存在重复叠加。关键工具：电力排放因子如何避免“一本账算两次”很多人疑惑的“重复”，本质是没搞懂电力排放因子的核算逻辑。这个看似简单的系数，实则是避免重复计算的核心设计。我国的电力排放因子由生态环境部基于年度发电量、燃料类型等数据统一核算，2024年更新时特别加入了“扣除市场化交易非化石能源电量”的规则，从根源上堵住了重复漏洞。举个直观例子：某火电厂全年发电1000万千瓦时，排放二氧化碳5568吨，其直接排放账本上会记录这笔数据。当某化工企业从电网购入200万千瓦时电力，使用556.8gCO₂/kWh的区域排放因子计算，需核算1113.6吨间接排放。这1113.6吨并非额外增加，而是从火电厂5568吨排放中拆分出的20%份额，相当于排放责任的“权属转移”。这种拆分机制在国际上已十分成熟。美国PJM电力市场公司会计算每个负荷节点的边际排放因子，将排放责任精准定位到用电企业；芬兰电网更是每3分钟更新一次排放因子，确保发用两侧的核算闭环。我国虽目前以年度平均因子为主，但区域级因子的细化已让责任划分更精准。实操指南：生产企业核算电力碳排放的3个关键步骤搞懂逻辑后，实操层面如何精准核算？结合最新政策要求，生产企业需把握“数据溯源、因子选对、绿电抵扣”三个要点，既合规又不重复。1.明确数据边界：只算外购部分，剔除自发自用核算范围需严格限定为“外购电力”，企业自建光伏、风电等自发自用电力，因发电过程的排放已由企业自行统计（若为清洁能源则零排放），无需重复计入外购电力排放。某电子企业曾误将厂内光伏供电量计入外购核算，导致碳排放虚高20%，修正数据边界后才符合核查要求。2.选对排放因子：区域优先，避免“全国平均”一刀切生态环境部已发布全国、区域、省级三级排放因子，企业需优先使用所在区域的因子。比如同样1万千瓦时外购电，在西北电网（排放因子较低）核算的碳排放，比在华北电网要少近100吨。2024年政策明确，非重点控排企业也需使用区域因子，彻底告别过去“全国因子通用”的粗放模式。3.绿电抵扣：用对市场法，实现排放“减法”购买绿电、绿证的企业，可通过“市场法”核算实现排放抵扣，这也是避免重复的重要手段。根据GHGProtocol规则，企业若购入200万千瓦时绿电，可按以下方式计算：位置法（体现区域平均水平）：200万kWh×区域排放因子；市场法（体现绿电价值）：200万kWh×0（绿电排放因子）+剩余电量×区域排放因子。这种双轨制核算既满足了政策要求，又能体现企业的低碳选择。2024年全国累计交易绿证3.14亿个，不少企业通过市场法核算，将外购电力碳排放降低30%以上。未来趋势：动态因子让核算更精准随着新型电力系统构建，电力排放因子正朝着“更小时空颗粒度”演变。美国已要求发布小时级因子，我国部分试点区域也在探索日内动态因子。对生产企业而言，这意味着未来的电力碳排放核算将更精准——深夜用的低谷电（煤电占比高）和午间用的高峰电（光伏占比高），会对应不同的排放系数。值得注意的是，康重庆团队提出的“电力碳流理论”已实现对每一度电的“碳标签”追溯，通过电碳表和潮流计算，能精准定位每笔电力消费对应的发电排放源。虽然目前全面推广成本较高，但这标志着“零重复、全精准”的核算时代正在到来。总结：三个核心结论帮你避开核算误区1.不重复：发电侧算直接排放，用电侧算间接排放，是责任传递而非重复统计；2.靠因子：电力排放因子是拆分责任的核心工具，优先选用区域级数据；3.有技巧：绿电绿证可通过市场法抵扣排放，精准核算需区分自发与外购。双碳核算的本质是“摸清家底”，而电力碳排放作为生产企业的重要组成部分，搞懂其核算逻辑既是合规要求，更是制定减排策略的基础。下次再遇到类似疑问，不妨想想这个“接力赛”的比喻——你核算的每一度电排放，都是电力行业减排责任的延续，更是企业低碳转型的清晰足迹。

“为什么隔壁省的电价比我们便宜这么多？”“夏季电费为何突然暴涨？”…………这些疑问背后，隐藏着电力系统的复杂定价机制。PART01发电燃料成本发电侧的成本构成是电价形成的基础，而不同能源类型的成本差异直接映射到各省电价中。煤电成本波动明显。煤炭仍是电力供应的压舱石，但其价格受国际能源市场、国内供需及运输成本多重影响显著。西北地区如内蒙古、陕西因临近煤炭产区，煤电成本明显低于沿海缺煤省份。可再生能源成本持续下降。技术进步使光伏和风电成本大幅降低。2025年，西部光照充足地区的地面电站直接成本已降至0.136-0.15元/度，东部地区因土地和并网成本较高，直接成本约为0.18-0.24元/度。可再生能源发电成本已与煤电形成竞争优势，尤其在光照资源丰富的西部和风力强劲的北部地区。区域资源禀赋造就成本鸿沟。云南、四川等西南省份水电资源丰富，水电边际成本极低，使其成为全国电价洼地。而东部沿海省份如江苏、浙江，能源资源匮乏，发电依赖外来输入和昂贵的天然气发电，天然气发电成本可达600-800元/兆瓦时。这种能源地理分布的不均衡，成为各省电价差异的根本源头。PART02电力供需关系电力如同特殊商品，其价格实时反映供需平衡状态。供需关系的时空变化是导致电价波动、尤其是夏季电价高涨的关键因素。全国供需紧平衡已成常态。2024年，中国全社会用电量达到98521亿千瓦时，同比增长6.8%，而2025年前三季度，全国全社会用电量累计达到77675亿千瓦时。今年7月以来，全国单日用电量超过300亿千瓦时的天数高达66天，高用电量常态化特征愈加明显。电力系统备用容量逐年减少，供需紧平衡特征日益凸显，尤其在用电高峰期。季节性供需矛盾引爆夏季电价。每年7-8月，空调制冷负荷激增，导致用电需求急剧上升。今年7月、8月连续两个月用电量首次破万亿千瓦时，创世界纪录。区域供需失衡放大价格差异。西部地区如云南、新疆拥有丰富清洁能源，但本地消纳能力有限，导致窝电现象，电力外送需承担高额输电费用，落地电价竞争力下降。而东部省份如广东、浙江，负荷中心与能源基地分离，本地装机不足，电力供应紧张时需高价购入外来电，推高整体电价水平。PART03政府政策政策调控为电价波动划定了边界，是影响电价形成的关键因素。2025年各省电力交易结果呈现显著的区域分化特征：沿海省份电价普遍大幅下降，而内陆及北方省份降幅较小甚至部分区域电价上涨。广东省2025年长协均价为0.39186元/千瓦时，同比下降15.8%，较基准电价下浮13.5%。江苏省长协均价为0.41245元/千瓦时，同比下降8.94%。相反，重庆市2025年长协均价为0.45833元/千瓦时，同比基准电价上浮15.62%，为全国最高涨幅。华北及西北地区电价降幅基本不超过0.01元/千瓦时，天津甚至出现正增长。