自发自用最低 30%！四川明确新能源就地消纳计费规则

发布时间：2026-07-01 18:47:36浏览次数：

6 月 29 日，四川省发改委印发文件，细化省内新能源就近消纳项目价格管理细则，清晰界定项目准入标准、计量要求与各类电网服务费用分担机制，规范源网荷储一体化就近消纳项目运营成本核算，推动省内新能源就地利用规模化发展。

文件首先明确新能源就近消纳项目官方定义：由新能源电源、用电负荷、配套储能组成一体化整体接入省级公共电网，划定独立清晰的物理隔离边界与电网安全责任边界，且以新能源发电作为核心供电来源。在接入规范上，项目发电设施须部署在电网与用户产权分界的用户侧，同时设置刚性消纳比例门槛：项目全年自发自用电量占自身总发电量比重不得低于 60%，自发自用部分占用户全部用电量比例最低 30%；为持续提升就地消纳水平，政策设定阶段性提标要求，2030 年之后新建同类项目该占比需提升至 35%。计量管理层面实行全环节分表管控，电网企业须在发电侧、厂用电、并网关口、自发自用回路、储能充放电等关键点位分别装设专用计量设备，完整采集、留存各环节电量数据，保障电量核算精准可追溯。

收费机制遵循 “谁受益、谁负担” 核心原则，按照项目是否依托公共电网实行差异化缴费标准。凡是接入四川公共电网、依靠大电网提供调峰、备用、供电保障等稳定服务的就近消纳项目，需公平足额缴纳输配电费、系统运行费等配套服务成本；完全独立运行、不与公共电网产生功率交换的孤岛式项目，无需缴纳任何电网稳定供应保障相关费用。配套执行细则同步明确缴费实操标准，接入公共电网项目输配电费统一按照容（需）量核算，下网电量不再叠加收取输配电量电费与系统备用费；系统运行费暂按下网用电量计收，后续将逐步过渡至按接入容量核算。自发自用电量暂免征收政策性交叉补贴新增损益，项目全部用电、上网电量仍按现有规定缴纳政府性基金及附加，由电网企业统一代收上缴。政策同时明确 2026 年输配电费测算采用全省 110 千伏及以上工商业用户近三年平均负荷率 45.93% 作为核算基准，每年年初由电网企业完成测算并对外公示，保障全省就近消纳项目电价结算标准统一、透明规范，助力构建低成本、可落地的新能源就地消纳商业模式，缓解省内新能源消纳压力，加速新型电力系统落地建设。

具体如下：

关于明确四川省新能源就近消纳价格政策有关事项的通知

川发改价格〔2026〕250号

各市（州）发展改革委，国网四川省电力公司，四川电力交易中心有限公司，各地方电网企业、各增量配电网企业：

为贯彻落实《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），推动新能源实现更高水平就近消纳，结合我省实际，现就新能源就近消纳价格机制有关事项通知如下。

一、适用范围

本通知新能源就近消纳项目，是指电源、负荷、储能等作为整体与四川公共电网连接，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项目。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。

二、价格政策

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。

（一）输配电费

就近消纳项目按容（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，其他按现行规定执行。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，平均负荷率暂按全省110千伏及以上工商业两部制用户近三年平均负荷率执行；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就近消纳项目，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。

（二）系统运行费及其他

就近消纳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和三项价差费用（燃煤机组运行成本补偿费用分摊、燃气发电上网电价与市场价格间的价差费用分摊、省间外购差额资金分摊）。项目自发自用电量暂免缴纳政策性交叉补贴新增损益。项目下网电量及自发自用电量按现行政策缴纳政府性基金及附加，由电网企业代收。

三、平均负荷率确定及公布

国网四川省电力公司每年年初测算前3年平均负荷率水平并报省发展改革委审核，审核通过后，每年1月底前在“网上国网”APP等平台上公布，地方电网、增量配电网企业同步在官方网站进行公布，作为当年就近消纳项目输配电费结算的依据。2026年平均负荷率暂按2023—2025年我省110千伏及以上工商业两部制用户平均负荷率45.93%执行。

四、市场参与方式

就近消纳项目原则上作为统一整体参与电力市场。项目上网电量交易和价格结算按照电力市场规则执行。初期，项目可以“报量不报价”方式参与电力现货市场，条件成熟时，逐步过渡至“报量报价”参与电力现货市场。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。

五、其他事项

就近消纳项目业主单位在取得有关主管部门批复（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，向满足并网条件的项目公平无歧视提供电网接入服务，并依据备案文件提供结算服务，每月底前将上个月就近消纳项目输配电费、系统运行费等有关情况报告省发展改革委。

本通知自2026年7月1日起实施。

四川省发展和改革委员会四川省能源局

2026年6月23日

来源：四川省发改委