从“按电量计价”到“按容量计价”——新能源就近消纳的价格逻辑正在重构。

2026年9月7日，河南省发展和改革委员会正式转发《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），并针对省内源网荷储一体化、绿电直连、虚拟电厂等项目，明确了适用范围、输配电费计算方式、费用减免规则等落地执行细节。这是继山东、浙江、青海、广西之后，又一省级层面出台的落地细则。新能源就近消纳的价格机制，正在从国家顶层设计走向地方实操。

01 谁适用？谁不适用？

《通知》首先划定了清晰的适用范围。适用对象：经有关主管部门公布实施的源网荷储一体化、绿电直连、虚拟电厂、智能微电网、零碳园区等新能源就近消纳项目。不适用情形：项目负荷、电源、储能等均位于同一用地红线内的，整体视为工商业用户，不适用于本通知明确的新能源就近消纳价格政策。这一“红线规则”意味着，真正享受政策红利的是那些跨越用地红线、通过专线供电与公共电网形成清晰物理界面的项目。

02 核心变化：输配电费从“按电量”转向“按容量”

此次政策最核心的突破，是输配电费计费模式的根本性重构。月度输配电费计算公式：

输配电费 = 按现行政策缴纳的容（需）量电费 + 项目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

这个公式的精髓在于：后一部分不再按实际用电量收取，而是按“接入公共电网容量”固定收取。本质上，是将电网为项目提供的备用保障服务，从“用多少电付多少钱”改为“占多少容量付多少钱”。平均负荷率是决定费用高低的关键参数。河南明确，平均负荷率按年度计算更新，由国网河南省电力公司于每年1月底前随代理购电信息发布。

03 费用分担：用网电量 vs 自发自用电量

政策对两类电量的费用承担做了差异化安排：用网电量（从电网购买的电）：按现行政策承担上网（交易）电费、系统运行费、上网环节线损费用、政府性基金及附加等费用。自发自用电量（项目自己发的电）：暂不缴纳系统运行费（含政策性交叉补贴新增损益），不承担上网环节线损费用；政府性基金及附加按财政主管部门相关规定执行。这意味着什么？项目自发自用的绿电，省去了系统运行费和线损费用两笔支出。对于自发自用比例高的项目，成本优势将非常明显。

04 容量备份项目：可选择“老办法”

对于可靠性要求高、需要进行容量备份的项目（如两路及以上多回路供电），河南给出了灵活选项：可选择继续按现行“两部制”输配电价模式缴费：

输配电费 = 按现行政策缴纳的容（需）量电费 + 项目所在电压等级现行电量电价标准 ×（项目用网电量 + 项目自发自用电量）

与新政的“按容量”模式相比，这种模式下电量电费按全部用电量（含自发自用）计算，而新政模式下自发自用电量基本免除了输配环节的电量电费。变更规则：提前15个工作日向国网河南省电力公司申请，变更时间间隔不少于3个月。

05 全国落地版图：各省细则对比

河南并非孤例。自国家发改委1192号文发布以来，多个省份已陆续出台落地细则，参数设置各有差异：

山东的“门槛规则”值得关注：正式版收窄了适用范围，删除了智能微电网等场景，并要求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年起新增项目第二档提升至35%。

06 对项目经济性的实质影响

高负荷率项目受益更大。由于输配电费中的“容量折算费用”与平均负荷率挂钩，用户负荷率高于省内平均水平的项目，可以摊薄度电输配电费。中信证券的敏感性分析显示，用户负荷率超出省内平均10个百分点，相应节省度电成本约0.06元/千瓦时；接入公共电网容量减少5个百分点，相应节省度电成本约0.10元/千瓦时。发用电曲线匹配度决定成本。若用户能够通过自身调节能力，将负荷曲线与绿电出力曲线形成较好匹配，就可以降低“接入公共电网容量”，从而压降输配电费。低负荷率项目需审慎测算。对于用电波动大、负荷率低的项目，容量模式下固定费用占比上升，综合成本可能不降反升。从“按电量计价”到“按容量计价”，新能源就近消纳的价格逻辑正在发生根本性转变。河南此次落地细则的出台，为源网荷储、绿电直连、虚拟电厂等项目提供了清晰的费用测算依据。对于项目开发商和用能企业而言，负荷率、自发自用比例、发用电曲线匹配度——这三个参数将直接决定项目的经济性。在河南细则落地的窗口期，尽早完成项目方案的精细测算，是抓住政策红利的关键一步。