政策核心观点 - 1192号文标志着新能源就近消纳政策进入以“自发自用比例”和“新输配电价计算方式”为核心机制的新阶段 [1] - 政策核心突破在于明确就近消纳项目的物理界面与安全责任界面，并首次规定项目须承担相应的稳定供应保障费用 [1] - 政策旨在通过价格信号引导新能源项目和用户用能管理走向精细化运营，推动行业从“重规模”转向“重消纳” [1][5] 政策关键机制与条件 - 明确就近消纳项目三项基本条件：界面清晰、计量准确、以新能源发电为主 [2] - 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% [2] - 绿电直连、源荷储一体化、智能微电网及增量配电网等项目成为推动新能源就地消纳的关键模式 [2] 价格机制影响 - 明确按照“谁受益、谁负担”原则，就近消纳项目公平承担输配电费、系统运行费等费用 [3] - 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 [3] - 新机制将促使用户更精准评估用电需求，合理申报接网容量，推动“按需付费” [3] - 新机制将深刻改变项目成本结构，低负荷率或负荷不稳定的项目将面临投资与运营成本双重上升 [3] 行业运营转型 - 新规促使企业精准评估用电与容量需求，通过储能配置与负荷管理提升自我平衡能力 [4] - 储能从以往的政策性附属设施转变为具有实际效益的重要资产 [4] - 新机制引导项目竞争焦点从规模扩张向负荷匹配精度、快速响应与精细化运营能力转型 [5] 项目落地挑战与考量 - 绿电直连项目可能因负荷企业停产、搬迁等原因不具备持续用电能力带来投资风险 [6] - 增强项目韧性的关键在于能否为其匹配新的就近负荷，或允许其转为市场化项目 [6] - 对出口型企业而言，绿电直连在价格与碳成本方面具备明显优势，使用网购电方式出口欧盟需承担约0.35元/度甚至更高的碳成本 [6] - 政策落地面临源荷供需波动、专线规模与距离影响经济性、计费参考指标动态变化等挑战 [7]