文 | 孟俊華 趙榮美 王 進

2025年5月30日，國家發展改革委、國家能源局發布《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》（發改能源〔2025〕650號，下稱650號通知）。

雖然650號通知有其積極意義，但作為國家級文件出臺后，預期的政策效果不足（參見《電力大戰 ?：650號通知，綠電直連落地？》，能真正落地的綠電直連項目預計將寥寥無幾。

為此，2025年9月9日，國家發改委、國家能源局聯合發布《關于完善價格機制促進新能源發電就近消納的通知》（發改價格〔2025〕1192號，下稱1192號文）。

隨之，網絡好評如潮，被贊為電力政策史上最強“補丁”，不但補上650號通知的漏洞，而且還補上了爭議最大、影響深遠的136號文件的短板。

2025年2月9日，國家發展改革委、國家能源局發布《關于深化新能源上網電價市場化改革，促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號））。

從政策研究的角度，大家希望看到：

650號通知給業界畫了一個綠電直連的“大餅”，1192號文能否將這個“大餅”烤出來？

136號文件導致新能源，特別是光伏電站，投資積極性斷崖式下降，1192號文是否有緩解之效？

2025年4月11日，國家發改委、國家能源局發布的《關于加快推進虛擬電廠發展的指導意見》(發改能源〔2025〕357號)，1192號文是否有助于推進落實？

2021年3月5日，國家發改委發布了《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》（發改能源規〔2021〕280號），有效期五年快到了，至今未能實質性落地，1192號文能否補臺？

另外，1192號文本身有沒有漏洞，是否需要繼續打補丁？

1192號文亮點何在？

1192號文，全文四個部分，亮點匯總如下：

（一）強調綠電就近消納：文件開宗明義，“發展新能源就近消納，是促進新能源資源開發利用、滿足企業綠色用能需求的重要途徑”，就近消納，不僅是重要途徑，更應該是主要途徑。

（二）明確電網公共屬性：文件第一部分的標題是“公共電網提供穩定供應保障服務”，明確電網的“公共性”。

（三）確定受益負擔原則：文件第二部分提出“就近消納項目公平承擔穩定供應保障費用”，確定“誰受益、誰負擔”原則。

（四）首創 “單一容量電價”：按接入電網容量繳納費用，替代傳統按電量收費模式，并給出計算公式，

容（需）量電費 = 現行政策容（需）量電費 + 電壓等級電量電價標準 × 平均負荷率 × 730小時 × 接入公共電網容量。

（五）維護平等電力市場：文件第三部分標明“就近消納項目平等參與電力市場”，并指出“項目與其他發電企業、電力用戶等具有平等市場地位，原則上作為統一整體參與電力市場”。

（六）清晰輸送物理界面：電源、負荷、儲能等需作為整體接入公共電網，形成明確的物理與安全責任分界點，電源需接入用戶側產權分界點。

（七）關鍵環節精準計量：電網企業在發電、儲能、并網等關鍵環節安裝計量裝置，實現全流程電量數據可追溯。

（八）激勵自我平衡能力：通過價格信號倒逼項目提升源荷匹配度，例如配置儲能、建設微電網或接入虛擬電廠，降低對公共電網容量依賴。

以上八個方面都是此文件的亮點，但由于字數太少，解釋缺乏，帶來一系列疑問，以至于網文各自解釋，莫衷一是。

1192號文有何疑點？

1192號文全文共1477個字符，惜字如金。由此，有不少疑點。

（一）比例嚴格限定，為何？

1192號文指出，“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，新能源年自發自用電量占總可用發電量比例不低于60%，占總用電量比例不低于30%、2030年起新增項目不低于35%”。

就單個項目而言，

其自發自用電量既要≥60%*總發電量（1）

又要≥30*總用電量(2025-2029年）（2）

≥35%*總用電量（2030年起新增項目）（3）

同時滿足以上條件的項目與電源必須在規模上般配，簡單從數字上看，60%*總發電量≤項目年總用電量≤333%*總發電量(2025-2029年）（4）

60%*總發電量≤項目年總用電量≤286%*總發電量（2030年起新增項目) （5）

那么，如果項目用電量太小，小于（4）中的60%*總發電量，綠電電源可不可以隔墻售電？或者說，多個用電方可否組織起來作為一個整體，以滿足（4）的條件？

同樣，如果項目用電量太大，遠大于（4）中的333%*總發電量，可不可以有多個綠電電源來供電？以滿足（4）的條件？

限定比例（4）及（5），無疑將剔除大批的綠電直連項目，其依據在哪里？如果市場有需求，價格也合適，比例之內的綠電進入市場，既套了利，又平衡了市場，這不是建設統一電力市場支持并鼓勵的方向嗎？

有評論指出，限定比例是“遏制企業投機和套利”，市場機制不就是鼓勵各主體利用價格機制去投機和套利嗎？投機不就是把握機會，套利不就是賺取差價嗎？如果遏制合法合理的投機和套利行為，人為限制合法的綠電進入電力市場的峰段套利，那就是否定市場經濟，哪里還能推動和建設統一大市場呢？

（二）項目及用戶側，何解？

1192號文明確，“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...”。

這里的“就近”，是多近？是物理距離，還是特定的電壓等級范圍？

這里的“項目”，是單數還是復數？只是一個工程項目，一個企業，還是一組企業，甚至一個用電的產業園區？

這里的“電源”，是單數還是復數？只是審批的單一項目電源，一批電源，還是一個大產業園區的所有電源，甚至一個綠電聚合商？

這里的“用戶側”，是單數還是復數？只是一個單一用戶，一個企業集團，還是一批企業，甚至售電公司眾多用戶側組合？

如果嚴格限定一個單一電源直連一個單一用戶（即“一對一”），故事雖然很簡單，但滿足條件的案例將比較少。如此，“一對多”模式的隔墻售電及“多對一”和“多對多”模式的源網荷儲，都將無法落地。沒有綠電在微網或者配網范圍內的市場交易和自由流動，關于推進虛擬電廠的357號文，或將成為一紙空文。

（三）月度容量電費，何來？

1192號文創新地提出了單一容量制電價，按接入電網容量繳納費用，計算公式為：

容（需）量電費 = 現行政策容（需）量電費 + 電壓等級電量電價標準 × 平均負荷率 × 730小時 × 接入公共電網容量。（6）

計算公式究竟從何而來？其計算依據何在？

月度容量電費，區別于電量收費模式，收入全部交給電網企業。那么，容量電費的收費依據，應該基于相關備用容量的電力設備投資總額、折舊年限及運維成本等因素（即投資折舊法），而不是來源不明的計算公式。

以上二種收費方式，電網收費金額大大不同。

作為公共屬性的自然壟斷企業，其收費標準應該由相關主管部門組織公開聽證，在上中下游市場各方主體利益有所保障的前提下，保證公共機構的正常利潤。

投資折舊法，由主管部門核定合理的投資總額、折舊年限和運維費用等，厘定市場各主體（包括電網企業）可以接受的收費標準，保證電網企業合理的投資回報。

那么，以上計算公式下，電網企業對容量設備的投資回報究竟如何？是虧損，合理回報，還是超額利潤？

這一計算公式是否需要公開聽證？

另外，容量預先確定后，容量電費一般得預先繳納。在容量限度內，市場購買的電力應該保證會輸送到用戶側。也就是說，容量電費類似于“保險費”，用戶在“保障”（容量）范圍內，應該隨時享受到相應的電力服務。由于各種意外，包括運營事故，導致用戶不能享受容量限度內的電力服務，電網企業是否應該承擔賠償責任，而不是只收錢不擔責？

1192號文“補丁”奏效？

現有相關政策解讀比較一致地認為，1192號文為中國電力政策史上最強“補丁”。補了650號通知、136號文件、357號文，還是2021年的280號文，甚至統統補上了這些政策的漏洞？

（一）650號通知，補得如何？

2025年5月的650號通知，即《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》，對推動綠電直連有非常積極的貢獻，但“一對一”模式、自用及總用電比例的限定、電網四項費用的強制繳納等規定，無疑增加綠電直連的運營成本和投資風險（參見《電力大戰 ?：650號通知，綠電直連落地？》，大大降低政策的實際效應。

“一對一”模式能否突破到“一對多”、“多對一”或“多對多”模式，1192號文沒有明確肯定，也沒有明確否認。業界惶惶，實踐中估計也將千奇百怪，困難重重。

1192號文繼續強化自用及總用電比例的限定，即上文的（1）-（5）的不等式，無疑限制了更多的項目落地。

收費辦法重大突破，創新的計算方法（6）取代了必須向電網企業繳納的四項費用，讓“一對一”的綠電直連項目有另一個付費模式選擇，大大有益于少數綠電直連項目的落地。

是否有利于推動大部分綠電直連項目的實施呢？

由于諸多限制仍在，大部分綠電直連項目的運營成本和投資風險仍然偏高，少數項目可以落地，大多數項目還需要更強更全的“新補丁”。

（二）136號文，補得如何？

2025年2月的136號文，即《關于深化新能源上網電價市場化改革，促進新能源高質量發展的通知》，強制推進所有新能源電力進入市場。新項目幾乎不再“保量保價”，原有項目可享受原有“保量保價”的基本利益，但須進入市場。

在電力市場不完善、機制有缺陷的背景下，新能源電力全部入市后，新能源電站投資的不確定性增加，新增項目總體收入下滑。結果必然是，新能源電站投資大幅下滑，其中，光伏電站投資將斷崖式下降，產業鏈供過于求矛盾將更加激化（參見《電力大戰 ?：政策密集出臺，市場何去何從？》）。

各省市自治區136號文地方政策紛紛出臺，一些地區光電的新一輪機制電價滑落到0.2元/千瓦時上下，幾乎為煤電基準價的一半，行業上下一片“哀嚎”。

1192號文推進新能源就近消納，但實際能通過的落地項目不多，對新能源電站投資大幅度下滑的彌補，特別是光伏電站，只是杯水車薪。

相比，容量電費模式下，項目將擴大儲能的投資以減少對容量的需求，降低每月的容量電費。然而，強制配儲已經全部取消，各地電價政策波動導致的套利空間收窄，用戶側儲能還沒有穩定的盈利模式。以上儲能電站投資的沖動遠遠彌補不了儲能電站新增規模的下滑。

可見，1192號文有利于就近消納新能源項目及用戶側儲能，但項目落地的種種限制，決定了對新能源電站（特別是光伏和儲能）的作用積極但效果有限，填不了136號文留下的大坑。

（三）357號文，補得如何？

2025年4月的357號文，即《關于加快推進虛擬電廠發展的指導意見》，為虛擬電廠的發展描繪了藍圖，“到2027年，虛擬電廠建設運行管理機制成熟規范，參與電力市場的機制健全完善，全國虛擬電廠調節能力達到2000萬千瓦以上；到2030年，虛擬電廠應用場景進一步拓展，各類商業模式創新發展，全國虛擬電廠調節能力達到5000萬千瓦以上”。

357號文從定義定位、推動發展、持續提升、完善機制、提高安全、標準體系及保障措施等方面進行了詳盡的部署和安排。

遺憾的是，357號文就虛擬電廠的三個核心問題避而不提：一是作為虛擬電廠基礎的平衡基團（或平衡單元），要不要涉及并設計進去？二是虛擬電廠所有參與主體內部的電力交易和調配，誰來推動并執行？三是微網到配網范圍內的“一對一”模式的綠電直連、“一對多”模式的隔墻售電、“多對一”和“多對多”模式的源網荷儲等“小微市場”新型模式，能否得到法律上的授權以及公允的輸配、容量及輔助價格明示（參見《電力大戰?：虛擬電廠熱潮，為何難以落地？》）？

1192號文對以上第一和第二個核心問題沒有涉及，對第三個核心問題，看似通過容量電費得以解決，但并沒有明確“一對一”以外的可能性。

業界期待，1192號文至少能補上357號文上述的第三個核心漏洞。

（四）280號文，補得如何？

2021年3月發布的280號文，即《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》，期望在區域（省）級、市（縣）級及園區（居民區）級推進源網荷儲一體化各種模式；并以風光儲一體化、風光水（儲）一體化、及風光火（儲）一體化等不同的組合推進多能互補，提升可再生能源消納水平。理想很豐滿。

遺憾的是，現實很骨感。無論是存量新能源項目，還是增量一體化項目，推進過程困難重重。政策五年有效期快到了，絕大多數項目依然停留在PPT階段。極少數自稱的源網荷儲一體化或多能互補項目，也遠沒有達到政策的預期目標。

1192號文通過容量電費設計的創新，明確了符合“一對一”規則的綠電直連項目具有推進的可行性，但“多對多”模式的源網荷儲一體化及多能互補項目，還需等待進一步的通知，或者另一個“大補丁”。

所以，1192號文給了280號文一個“窗口”和期待。

1192號文后續期待？

650號通知出臺才三個月余，1192號文即印發。

1192號文既對650號通知的短板和漏洞進行了補充和修正，很及時也很必要，又對136號文造成的負面影響有所緩解和安慰，還對357號文，甚至2021年的280號文的一些短板有一定彌補。“補漏洞、補短板”的正面意義非常重要，未來更值得期待。

（一）嚴格的比例限定，是否可以去除？

既然新能源電力已經全部進入市場，何必人為設定不等式（1）-（5）？應該讓市場決定其電力留下來自用，還是滿足外部需求。讓電力發揮最大的市場價值，這不正是中央高層推進的全國統一的市場場景嗎？

甚至，分布式光伏單個項目6MW的規模限制，是不是也應該取消？

（二）“多對多”綠電模式，是否可以明示？

“多對多”綠電模式，不存在任何技術障礙，何不一步到位推進落實？

“多對多”模式，不僅可以促進新能源發電大規模就近消納，而且有利于源網荷儲充、多能互補、虛擬電廠等新型模式的商業化落地，有“萬利而無一害”之功效。

雖然電網企業的收入減少，但其新增投資規模、經營成本及輸配風險也會下降。再說，作為公共機構，電網企業的收入高低不應該作為其經營績效的考核指標，反而，新能源消納比例及新能源電力的滲透率應該作為其主要考核指標，不僅考核總公司，更應考核各級電網企業，特別是縣區級的配電網機構。

（三）月度容量制電價，是否可以重算？

在電力市場化比較發達的國家，輸配分開并獨立經營是標準配置和基礎前提。

中國2002年的電力改革，輸配分開也是必選須的核心項，然而，改革到一半就戛然而止，之后所有的電力改革方案和規劃宏圖均繞過這一核心議題。

如果輸配分開并獨立經營，今天碰到的電力市場大多數難題都將迎刃而解，各類新型模式均能有效落地。

在輸配一體化模式的剛性前提下，1192號文創新提出的容量制電費方案，無疑是迄今為止的最佳選擇，只是，容量制電費的計算方法需要符合實際投資，讓電網企業具有合理的盈利，不能虧損，也不能暴利。

最合理的計算方式是核定投資總額、折舊年限和運維費用等，并經過公開聽證，確保電網企業的合理利潤。

（四）電力法沖突之處，是否可以澄清？

顯然，1192號文、650號通知、357號文，以及2021年的280號文都與現有的《電力法》相沖突。政策碰到法律，以法律為準繩，還是以政策為準則？

這就可以理解，以上這些文件為什么在基層難以推進和執行。好的政策碰到法律之墻，是難以突破的。

《電力法》的廢改立需要時間周期。政策是否需要緊急澄清，以上綠電新型模式，雖然違反了現行的《電力法》，但不允許日后追究、追查或清算，以政策為上位、為優先，讓投資人與參與方沒有后顧之憂。

歐盟整體，風光滲透率超過28%，綠電價格偏高，投資還享受補貼，棄風棄光率很低。相比較中國，風光滲透率剛過18%，綠電價格成了煤電基準價的一半，新增項目早沒有了補貼，棄風棄光率還越來越高，某些地區甚至超過30%。

何故？這么好的綠電，這么便宜，還這么浪費？

歐盟及電力市場化較發達的國家無不采取“輸配分開并獨立經營”模式，在系統安全、峰谷調節、利益沖突處理、公平市場競爭機制、新能源高比例就近消納、新型電力模式如虛擬電廠應用等方面，具有明顯優勢。

輸配一體化模式與公平市場競爭機制、新能源高比例就近消納、“多對多”的新型電力模式等難以兼容，這就可以解釋，中國風光滲透率剛到18%，各地新能源電力（包括大基地和各類分布式）的消納就出現高比例的預警和“紅燈”。

配合新能消納之窘境，相關部門匆忙出臺136號文件，給新能源電力發展急踩剎，大降溫，產業嚴重供過于求的矛盾更加突出，一半以上的光伏制造業將為此“犧牲”。

與“輸配分開并獨立經營”模式相比，輸配一體化模式是否也具有一些優勢，甚至整體優越性，以提升為“中國特色”？

1192號文提出的容量制電價是一個創舉，這一創舉是否能支撐起輸配一體化模式的整體優越性？

在全國統一電力大市場推進過程中，需要去除人為設定的綠電自用規模和比例，從“一對一”擴展到“多對多”模式，根據投資、成本和折舊等合理因素重新核定容量制電價，加快能源轉型步伐，夯實新能源高比例下的電力安全和能源安全，緩解各項政策帶來的負面效應，以證明輸配一體化模式下容量制電費的“中國特色”具有整體優越性。

我們期待“中國特色”的電力模式更有優勢，更加可持續發展，能為碳中和的明天撐起那片天。

（本文經作者授權發布，僅代表作者觀點。作者供職于國合能源研究院，該機構專注于石油、天然氣、煤炭、電力、可再生能源、氣候變化及零碳園區等相關領域的深度研究、評估和咨詢。）