中國儲能網訊：國家發(fā)改委、國家能源局近日下發(fā)《關于完善價格機制促進新能源發(fā)電就近消納的通知》（以下簡稱《通知》），自今年10月1日起實施?！锻ㄖ访鞔_，就近消納項目電源應接入用戶和公共電網產權分界點的用戶側，新能源年自發(fā)自用電量占總可用發(fā)電量比例不低于60%，占總用電量比例不低于30%、2030年起新增項目不低于35%；項目應具備分表計量條件，由電網企業(yè)在發(fā)電、廠用電、并網、自發(fā)自用、儲能等關口安裝計量裝置，準確計量各環(huán)節(jié)電量數(shù)據(jù)。
在業(yè)內看來，《通知》最大的亮點在于，從保量保價的“計劃消納”轉向市場化定價的“主動消納”，核心是建立“新能源+就近負荷”的動態(tài)價格耦合機制。
明確新能源就近消納硬約束
新政首次從國家層面明確新能源就近消納項目的“自發(fā)自用比例”量化門檻，并配套“分表計量+全環(huán)節(jié)監(jiān)管”的技術要求。這兩大措施共同解決了新能源就近消納長期面臨的“消納責任不清、激勵機制模糊、數(shù)據(jù)監(jiān)管薄弱”三大痛點，將就近消納從概念倡導轉化為可落地、可考核的硬性指標，為新能源從規(guī)模擴張轉向高效利用提供了制度保障。
廈門大學中國能源經濟研究中心的教授孫傳旺告訴《中國能源報》記者，在電源側，通過實施“自發(fā)自用”政策，將就近消納責任提前至項目設計階段，迫使新能源開發(fā)主體優(yōu)化發(fā)電曲線、配置儲能設施、參與需求響應，從而從源頭提高本地綠電的利用率，并有效減輕電網輸配壓力和系統(tǒng)性消納問題。在電網側，通過“容量計價”明確兜底服務的界限。“這項政策首次明確公共電網對就近消納項目的服務范圍和計價方式，不僅引導發(fā)電企業(yè)通過優(yōu)化容量配置來降低投資成本，也有助于明確電網與發(fā)電主體在就近消納中的經濟權責界限?！倍谪摵蓚龋锻ㄖ吠ㄟ^“市場身份”激活就近平衡的潛力，賦予就近消納項目明確的市場身份，使其能直接參與電力現(xiàn)貨市場、中長期合約交易以及輔助服務市場，激發(fā)其在削峰填谷、需求響應及能效提升等方面的能力，推動負荷側從“被動消納”向“主動互動”轉型。
“政策設定了發(fā)電量60%必須自用以及‘項目總發(fā)電量大于用戶總用電量的30%’的量化門檻。這兩項指標相輔相成，共同框定了項目的探索方向?！敝袊履茉措娏ν度谫Y聯(lián)盟秘書長彭澎表示，“60%自用”是確保就近消納的硬性約束，強制要求項目產生的絕大部分電力必須在內部或指定范圍內消化，從根本上杜絕項目借“新能源”之名，行“向大電網賣電”之實的行為?！鞍l(fā)電量>用電量30%”則要求新能源裝機規(guī)模必須達到一定水平，使發(fā)電量顯著超過用戶的基礎用電量，從而創(chuàng)造出必須通過儲能、需求側響應等高級手段進行平衡的場景。
中國能源研究會配售電專委會專家吳俊宏表示，《通知》最大的亮點是電價機制超出市場預期。“系統(tǒng)運行費、交叉補貼（已含在輸配電價中）以及線損在自發(fā)自用電量方面的減免，這超出市場的普遍預期。盡管輸配電價機制的經濟性效果可能不如單純減免自發(fā)自用電量部分的電量輸配電價，但‘單一容量制電價’具有一定的科學依據(jù)，并且對于年利用小時數(shù)較高的用戶項目也能在一定程度上降低輸配電價。此外，‘單一容量制電價’與最近發(fā)布的《省級電網輸配電價定價辦法》（征求意見稿）中提到的電網企業(yè)服務于新能源就近消納等新型主體時，探索實行‘單一容量制電價’的條款相呼應?！?/span>
構建微型自治電力平衡單元
在業(yè)界看來，《通知》的核心在于運用市場化價格機制這把“鑰匙”，開啟就近消納這扇“大門”。這不僅是一次政策上的微調，也是一次系統(tǒng)性、機制性的重構，標志著中國新能源發(fā)展從追求裝機規(guī)模的粗放式增長，轉向追求消納效率和價值創(chuàng)造的高質量發(fā)展，進而構建一個更具韌性、更經濟、更綠色的未來電力系統(tǒng)。
孫傳旺指出，“新能源基地—遠距離輸送”模式作為跨區(qū)域、大容量綠色電力的骨干網絡，為國家提供了穩(wěn)定化、規(guī)模化的電力保障，而就近消納模式則通過構建分布式消納體系，顯著提升區(qū)域內電網對可再生能源的靈活接納能力。當局部電力通過就近消納實現(xiàn)自平衡后，大電網的調節(jié)裕度與跨區(qū)輸電通道容量得以釋放，二者協(xié)同互補，共同構建我國多層次、立體化的新能源消納體系。
“新能源消納難題的根源是時間錯配。”彭澎指出，“風光”發(fā)電能力受自然條件制約，有效發(fā)電時長遠低于全年總用電時長，這是消納難題的物理基礎。在發(fā)電端，“風光”資源的全年等效發(fā)電小時數(shù)，即使在資源稟賦優(yōu)越的地區(qū)，普遍在2600小時左右，這意味著在全年新能源有超過2/3的時間無法有效出力。在用電端，社會用電需求持續(xù)存在，全年用電小時數(shù)為8760小時，要求電力系統(tǒng)提供穩(wěn)定、可靠的供應?！?600小時”對“8760小時”的巨大鴻溝，決定了新能源無法獨立滿足全時段的用電需求?！耙虼?，必須通過儲能或其他靈活性資源，將發(fā)電高峰時段的富余能量轉移至用電高峰或無發(fā)電時段，這必然帶來系統(tǒng)整體成本的升高?！?/span>
為應對上述挑戰(zhàn)，政策層面提出就近消納與遠距離大型基地兩種模式。彭澎認為，就近消納并非簡單的本地使用，其核心是構建一個微型、自治的電力平衡單元，主要針對的是“綠電直連”“源網荷儲一體化”等新型項目形態(tài)。運作邏輯是在配電網層面劃定一個明確區(qū)域，鼓勵用戶或負荷方在區(qū)域內配套建設新能源發(fā)電和儲能設施，形成“發(fā)電—負荷—儲能”閉環(huán)系統(tǒng)，實現(xiàn)區(qū)域內電力的自我平衡與調節(jié)，盡可能減少對主電網的依賴。
計量從宏觀統(tǒng)計轉變?yōu)槲⒂^感知
值得注意的是，在推進“源網荷儲”一體化和“綠電直連”等高級應用模式的進程中，計量體系的升級與精細化扮演著至關重要的基礎性角色。它不再是簡單的“抄表收費”工具，而是轉變?yōu)橄到y(tǒng)智能感知、精準調控和價值挖掘的“神經網絡”。
“傳統(tǒng)的電力計量，通常在用戶側僅配置一塊總表，其功能局限于記錄該用戶的總用電量，是一種宏觀且滯后的數(shù)據(jù)統(tǒng)計?！迸砼煺f，“新型電力系統(tǒng)的高效、安全、經濟運行，要求對系統(tǒng)內部每個關鍵環(huán)節(jié)的動態(tài)信息具備實時、精準的感知能力。因此，實現(xiàn)從‘一塊總表’到‘無處不在的精細化計量’的轉變，是支撐系統(tǒng)智能化升級的先決條件?！?/span>
彭澎表示，傳統(tǒng)電網的信息感知與管理系統(tǒng)，其邊界清晰地劃定在用戶電表之前，電網公司能精確掌握從發(fā)電廠到用戶接入點的電壓、電流、功率、頻率等所有運行參數(shù)，實現(xiàn)對輸配電網的全面監(jiān)控與調度。然而，一旦越過用戶電表，電網對于用戶內部的用電結構、負荷特性、設備啟停、生產計劃等關鍵信息，則完全處于“一無所知”的狀態(tài)。這個“信息邊界”或“數(shù)據(jù)黑箱”的存在，使電網在面對海量分布式新能源接入和需求側響應時顯得力不從心。
值得肯定的是，新政策已意識到上述問題，特別是在計費與結算方法方面，相關政策文件已做出明確規(guī)定，無疑為市場規(guī)范化發(fā)展邁出關鍵的第一步?！暗仨毲逍训卣J識到，當前的進展僅僅是萬里長征的第一步?！迸砼焯寡裕粋€健康、可持續(xù)的新型電力系統(tǒng)生態(tài)，需要一套完整、細致、可操作的規(guī)則體系。后續(xù)還有大量更復雜和關鍵的細節(jié)亟待細化和明確。
在孫傳旺看來，量化自發(fā)自用比例要求下，新能源企業(yè)項目開發(fā)策略會發(fā)生變化。在選址方面，新能源企業(yè)新項目選址的首要標準將是尋找用電量大、負荷穩(wěn)定且用電曲線與新能源發(fā)電曲線匹配度高的工商業(yè)用戶，同時開發(fā)“綠電園區(qū)”“零碳園區(qū)”將更具優(yōu)勢；在規(guī)模方面，項目規(guī)模需立足負荷特性與發(fā)電曲線耦合分析，結合儲能配置與柔性調節(jié)資源協(xié)同規(guī)劃，精準匹配用戶用能需求，避免過度投資導致消納困難；在用戶合作模式方面，可通過與用戶簽訂綠色電力直供協(xié)議進行長期協(xié)議綁定，同時為企業(yè)提供能效診斷、碳足跡追蹤、碳資產管理等增值服務，創(chuàng)新與用戶合作模式。
