新能源消纳有了 “价格指挥棒”！10月1日起，光伏 储能投资逻辑变了

国家发展改革委 国家能源局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

各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：

大力推动风能、太阳能等新能源资源开发利用，对助力能源绿色低碳转型、实现碳达峰碳中和目标具有重要意义。发展新能源就近消纳，是促进新能源资源开发利用、满足企业绿色用能需求的重要途径。为贯彻落实党中央、国务院决策部署，推动新能源实现更高水平的就近消纳，现就有关事项通知如下。

公共电网提供稳定供应保障服务

对电源、负荷、储能等作为整体与公共电网连接，形成清晰物理界面和安全责任界面、以新能源发电为主要电源的就近消纳项目，公共电网按照接网容量提供可靠供电等服务，保障其安全稳定用电。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%；项目应当具备分表计量条件，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。

就近消纳项目公平承担稳定供应

按照“谁受益、谁负担"原则，对电力系统提供的稳定供应服务，就近消纳项目公平承担输配电费、系统运行费等费用；未接入公共电网的项目，不缴纳稳定供应保障费用。

01输配电费

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。

可靠性要求高、按要求需进行容量备份的项目，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。

02系统运行费

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。

就近消纳项目平等参与电力市场

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。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。

做好组织实施

各省级价格主管部门要加强跟踪监测，及时总结实施经验，提出完善的意见建议；加强政策解读，引导项目业主单位等方面充分理解政策意图，及时回应社会关切。项目业主单位向地方有关主管部门备案后，向电网企业提出接网申请，自主确定接入电网容量，与电网企业签订供用电合同、购售电合同 并网调度协议明确安全等相关责任。电网企业应严格按要求进行审核，并依据备案文件提供结算服务，每月将项目输配电费、系统运行费等有关情况报告省级价格主管部门.

本通知自2025年10月1日起实施。实施日期前已接网的就近消纳项目，由各地价格主管部门做好统筹衔接。

对光伏发电的影响

01 明确分布式光伏的“身份"与价值

文件明确了“就近消纳"的电力在输配时产生的“过网费"标准。这为分布式光伏（特别是工商业屋顶光伏）点对点售电（即“隔墙售电"）扫清了最大的价格障碍。以前，电网收费不明确，导致项目难以核算成本。现在，投资方可以清晰地计算收益，将极大激活分布式光伏交易市场。

02 提升本地光伏电力的竞争力

分时电价引导：政策鼓励与分时电价机制结合。这意味着光伏在白天发电高峰时段，可以以更具竞争力的价格卖给附近的用户，尤其是在工商业用电价格较高的时段，其电力价值更高。这直接提升了分布式光伏项目的投资回报率。

03提升本地光伏电力的竞争力

对于安装在工厂、园区上的光伏，政策通过价格信号鼓励企业最大限度自发自用，因为自用的电不需要缴纳过网费，成本低。这会促使企业在设计阶段就尽可能提高自用比例，优化用电习惯。

对光伏储能的影响

这是更直接、更强劲的催化剂。文件的核心精神—“就近消纳"，本质上就是让发电和用电在时间、空间上更匹配，而这正是储能的价值所在.

01 从“可选"走向“必选"

单纯的光伏发电具有间歇性，难以与负荷曲线美匹配。要实现稳定、可靠的“就近消纳"，配置储能几乎是一的选择。储能可以将白天用不完的光伏电力储存起来，在傍晚或夜间用电高峰时释放，从而大化本地消纳比例，避免电力浪费。

02 商业模式更加清晰和多元化

提升“隔墙售电"价值：配有储能的分布式光伏项目，可以向邻近用户提供更稳定、更可控的电力，甚至在晚上也能供电，从而可以签订更具吸引力的售电合同。

参与分时电价套利：政策明确的价格机制，使得储能可以通过“低储高发"在分时电价差中获取稳定收益。白天储存便宜的光伏电，晚上在高峰电价时段放出，赚取差价。

可能获得容量补偿：文件提及“完善容量电价机制"，虽然主要针对火电等，但未来有望逐步覆盖到新型独立储能，为储能提供的备用容量价值提供额外收入

03

催生新的应用场景

台区共享储能：在工业园区、商业区等配电台区，建设共享储能设施，为区域内多个分布式光伏项目提供调节服务，并通过价格机制回收成本。

光储充一体化：配合电动汽车充电桩，形成“光伏发电+储能缓冲+为车充电"的微网模式，美契合“就近消纳"理念。

安科瑞光储充一体化管理系统

安科瑞光储充一体化本地化能量管理系统，可实现数据采集、数据处理、数据存储、数据查询与分析、可视化监控、报警管理、统计报表、策略管理、历史曲线等功能。其中策略管理，支持多种控制策略选择，包含计划曲线、削峰填谷、需量控制、防逆流等。该系统不仅可以实现下级各储能单元的统一监控和管理，还可以实现与上级调度系统和云平台的数据通讯与交互，既能接受上级调度指令，又可以满足远程监控与运维，确保储能系统安全、稳定、可靠、经济运行。同时系统对电池组性能进行实时监测及历史数据分析、根据分析结果采用智能化的分配策略对电池组进行充放电控制，优化了电池性能，提高电池寿命。

安科瑞EMS3.0企业能源管理平台

安科瑞EMS3.0智慧能源管理平台实现了从35kV配电到0.4kV用电侧的整体监控，满足光伏系统、风力发电、储能系统、充电桩及中央空调等系统的接入，全天候进行数据采集分析，是一个集监控系统、能量管理为一体的管理系统。该系统在安全稳定的基础上以经济优化运行为目标，促进可再生能源应用，提高电网运行稳定性、补偿负荷波动；有效实现用户侧的需求管理、消除昼夜峰谷差、平滑负荷，提高电力设备运行效率、降低供电成本。

安科瑞EMS3.0智慧能源管理平台覆盖能源生产、传输、分配、使用及优化各阶段。该平台通过深度融合物联网、大数据与人工智能技术，实现对高速公路/园区等场景能源数据的精细化采集、记录、跟踪与统一管控，优化供用能设备运行策略，实现综合能源系统高效供能，同时实现远程运维管理与精准控制。基于供能优化数据和项目建设管理过程，降低高速公路/园区等场景综合能源系统的成本和碳排放水平，有效提升能源利用效率，助力企业实现绿色低碳转型。

安科瑞EMS3.0智慧能源管理平台作为一个高度集成、智能化的综合能源管理中枢，依托物联网技术构建数据交互桥梁，整合新能源系统、储能设施、充电设备、数据采集与处理单元等多元设施，为高速公路（如隧道、道路及服务区）、各类园区（如工业园区、商业园区、办公园区）等多场景应用提供一站式能效管理、实时监控、数据分析与智能调度服务，旨在促进能源高效利用、节能减排，领能源管理向智能化、可持续发展方向迈进。

总结语

《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）》的发布，标志着我国新能源发展进入新阶段。该政策通过建立公平透明的价格机制，为分布式光伏"隔墙售电"扫清障碍，同时明确储能系统在提升新能源消纳能力中的关键地位。新政将推动"光伏+储能"模式从政策驱动转向市场驱动，为企业提供清晰的商业模式和收益预期。通过完善容量电费、系统运行费等配套机制，引导新能源项目实现更高水平的本地消纳，促进能源结构优化升级，为构建新型电力系统奠定坚实基础。