文 | 孟俊华 赵荣美 王 进
2025年5月30日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号，下称650号通知）。
虽然650号通知有其积极意义，但作为国家级文件出台后，预期的政策效果不足（参见《电力大战 ⑮：650号通知，绿电直连落地？》，能真正落地的绿电直连项目预计将寥寥无几。
为此，2025年9月9日，国家发改委、国家能源局联合发布《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，下称1192号文）。
随之，网络好评如潮，被赞为电力政策史上最强“补丁”，不但补上650号通知的漏洞，而且还补上了争议最大、影响深远的136号文件的短板。
2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革，促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号））。
从政策研究的角度，大家希望看到：
650号通知给业界画了一个绿电直连的“大饼”，1192号文能否将这个“大饼”烤出来？
136号文件导致新能源，特别是光伏电站，投资积极性断崖式下降，1192号文是否有缓解之效？
2025年4月11日，国家发改委、国家能源局发布的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》(发改能源〔2025〕357号)，1192号文是否有助于推进落实？
2021年3月5日，国家发改委发布了《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280号），有效期五年快到了，至今未能实质性落地，1192号文能否补台？
另外，1192号文本身有没有漏洞，是否需要继续打补丁？
1192号文亮点何在？
1192号文，全文四个部分，亮点汇总如下：
（一）强调绿电就近消纳：文件开宗明义，“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”，就近消纳，不仅是重要途径，更应该是主要途径。
（二）明确电网公共属性：文件第一部分的标题是“公共电网提供稳定供应保障服务”，明确电网的“公共性”。
（三）确定受益负担原则：文件第二部分提出“就近消纳项目公平承担稳定供应保障费用”，确定“谁受益、谁负担”原则。
（四）首创 “单一容量电价”：按接入电网容量缴纳费用，替代传统按电量收费模式，并给出计算公式，
容（需）量电费 = 现行政策容（需）量电费 + 电压等级电量电价标准 × 平均负荷率 × 730小时 × 接入公共电网容量。
（五）维护平等电力市场：文件第三部分标明“就近消纳项目平等参与电力市场”，并指出“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”。
（六）清晰输送物理界面：电源、负荷、储能等需作为整体接入公共电网，形成明确的物理与安全责任分界点，电源需接入用户侧产权分界点。
（七）关键环节精准计量：电网企业在发电、储能、并网等关键环节安装计量装置，实现全流程电量数据可追溯。
（八）激励自我平衡能力：通过价格信号倒逼项目提升源荷匹配度，例如配置储能、建设微电网或接入虚拟电厂，降低对公共电网容量依赖。
以上八个方面都是此文件的亮点，但由于字数太少，解释缺乏，带来一系列疑问，以至于网文各自解释，莫衷一是。
1192号文有何疑点？
1192号文全文共1477个字符，惜字如金。由此，有不少疑点。
（一）比例严格限定，为何？
1192号文指出，“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%”。
就单个项目而言，
其自发自用电量既要≥60%*总发电量（1）
又要≥30*总用电量(2025-2029年）（2）
≥35%*总用电量（2030年起新增项目）（3）
同时满足以上条件的项目与电源必须在规模上般配，简单从数字上看，60%*总发电量≤项目年总用电量≤333%*总发电量(2025-2029年）（4）
60%*总发电量≤项目年总用电量≤286%*总发电量（2030年起新增项目) （5）
那么，如果项目用电量太小，小于（4）中的60%*总发电量，绿电电源可不可以隔墙售电？或者说，多个用电方可否组织起来作为一个整体，以满足（4）的条件？
同样，如果项目用电量太大，远大于（4）中的333%*总发电量，可不可以有多个绿电电源来供电？以满足（4）的条件？
限定比例（4）及（5），无疑将剔除大批的绿电直连项目，其依据在哪里？如果市场有需求，价格也合适，比例之内的绿电进入市场，既套了利，又平衡了市场，这不是建设统一电力市场支持并鼓励的方向吗？
有评论指出，限定比例是“遏制企业投机和套利”，市场机制不就是鼓励各主体利用价格机制去投机和套利吗？投机不就是把握机会，套利不就是赚取差价吗？如果遏制合法合理的投机和套利行为，人为限制合法的绿电进入电力市场的峰段套利，那就是否定市场经济，哪里还能推动和建设统一大市场呢？
（二）项目及用户侧，何解？
1192号文明确，“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...”。
这里的“就近”，是多近？是物理距离，还是特定的电压等级范围？
这里的“项目”，是单数还是复数？只是一个工程项目，一个企业，还是一组企业，甚至一个用电的产业园区？
这里的“电源”，是单数还是复数？只是审批的单一项目电源，一批电源，还是一个大产业园区的所有电源，甚至一个绿电聚合商？
这里的“用户侧”，是单数还是复数？只是一个单一用户，一个企业集团，还是一批企业，甚至售电公司众多用户侧组合？
如果严格限定一个单一电源直连一个单一用户（即“一对一”），故事虽然很简单，但满足条件的案例将比较少。如此，“一对多”模式的隔墙售电及“多对一”和“多对多”模式的源网荷储，都将无法落地。没有绿电在微网或者配网范围内的市场交易和自由流动，关于推进虚拟电厂的357号文，或将成为一纸空文。
（三）月度容量电费，何来？
1192号文创新地提出了单一容量制电价，按接入电网容量缴纳费用，计算公式为：
容（需）量电费 = 现行政策容（需）量电费 + 电压等级电量电价标准 × 平均负荷率 × 730小时 × 接入公共电网容量。（6）
计算公式究竟从何而来？其计算依据何在？
月度容量电费，区别于电量收费模式，收入全部交给电网企业。那么，容量电费的收费依据，应该基于相关备用容量的电力设备投资总额、折旧年限及运维成本等因素（即投资折旧法），而不是来源不明的计算公式。
以上二种收费方式，电网收费金额大大不同。
作为公共属性的自然垄断企业，其收费标准应该由相关主管部门组织公开听证，在上中下游市场各方主体利益有所保障的前提下，保证公共机构的正常利润。
投资折旧法，由主管部门核定合理的投资总额、折旧年限和运维费用等，厘定市场各主体（包括电网企业）可以接受的收费标准，保证电网企业合理的投资回报。
那么，以上计算公式下，电网企业对容量设备的投资回报究竟如何？是亏损，合理回报，还是超额利润？
这一计算公式是否需要公开听证？
另外，容量预先确定后，容量电费一般得预先缴纳。在容量限度内，市场购买的电力应该保证会输送到用户侧。也就是说，容量电费类似于“保险费”，用户在“保障”（容量）范围内，应该随时享受到相应的电力服务。由于各种意外，包括运营事故，导致用户不能享受容量限度内的电力服务，电网企业是否应该承担赔偿责任，而不是只收钱不担责？
1192号文“补丁”奏效？
现有相关政策解读比较一致地认为，1192号文为中国电力政策史上最强“补丁”。补了650号通知、136号文件、357号文，还是2021年的280号文，甚至统统补上了这些政策的漏洞？
（一）650号通知，补得如何？
2025年5月的650号通知，即《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，对推动绿电直连有非常积极的贡献，但“一对一”模式、自用及总用电比例的限定、电网四项费用的强制缴纳等规定，无疑增加绿电直连的运营成本和投资风险（参见《电力大战 ⑮：650号通知，绿电直连落地？》，大大降低政策的实际效应。
“一对一”模式能否突破到“一对多”、“多对一”或“多对多”模式，1192号文没有明确肯定，也没有明确否认。业界惶惶，实践中估计也将千奇百怪，困难重重。
1192号文继续强化自用及总用电比例的限定，即上文的（1）-（5）的不等式，无疑限制了更多的项目落地。
收费办法重大突破，创新的计算方法（6）取代了必须向电网企业缴纳的四项费用，让“一对一”的绿电直连项目有另一个付费模式选择，大大有益于少数绿电直连项目的落地。
是否有利于推动大部分绿电直连项目的实施呢？
由于诸多限制仍在，大部分绿电直连项目的运营成本和投资风险仍然偏高，少数项目可以落地，大多数项目还需要更强更全的“新补丁”。
（二）136号文，补得如何？
2025年2月的136号文，即《关于深化新能源上网电价市场化改革，促进新能源高质量发展的通知》，强制推进所有新能源电力进入市场。新项目几乎不再“保量保价”，原有项目可享受原有“保量保价”的基本利益，但须进入市场。
在电力市场不完善、机制有缺陷的背景下，新能源电力全部入市后，新能源电站投资的不确定性增加，新增项目总体收入下滑。结果必然是，新能源电站投资大幅下滑，其中，光伏电站投资将断崖式下降，产业链供过于求矛盾将更加激化（参见《电力大战 ⑭：政策密集出台，市场何去何从？》）。
各省市自治区136号文地方政策纷纷出台，一些地区光电的新一轮机制电价滑落到0.2元/千瓦时上下，几乎为煤电基准价的一半，行业上下一片“哀嚎”。
1192号文推进新能源就近消纳，但实际能通过的落地项目不多，对新能源电站投资大幅度下滑的弥补，特别是光伏电站，只是杯水车薪。
相比，容量电费模式下，项目将扩大储能的投资以减少对容量的需求，降低每月的容量电费。然而，强制配储已经全部取消，各地电价政策波动导致的套利空间收窄，用户侧储能还没有稳定的盈利模式。以上储能电站投资的冲动远远弥补不了储能电站新增规模的下滑。
可见，1192号文有利于就近消纳新能源项目及用户侧储能，但项目落地的种种限制，决定了对新能源电站（特别是光伏和储能）的作用积极但效果有限，填不了136号文留下的大坑。
（三）357号文，补得如何？
2025年4月的357号文，即《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，为虚拟电厂的发展描绘了蓝图，“到2027年，虚拟电厂建设运行管理机制成熟规范，参与电力市场的机制健全完善，全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上；到2030年，虚拟电厂应用场景进一步拓展，各类商业模式创新发展，全国虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦以上”。
357号文从定义定位、推动发展、持续提升、完善机制、提高安全、标准体系及保障措施等方面进行了详尽的部署和安排。
遗憾的是，357号文就虚拟电厂的三个核心问题避而不提：一是作为虚拟电厂基础的平衡基团（或平衡单元），要不要涉及并设计进去？二是虚拟电厂所有参与主体内部的电力交易和调配，谁来推动并执行？三是微网到配网范围内的“一对一”模式的绿电直连、“一对多”模式的隔墙售电、“多对一”和“多对多”模式的源网荷储等“小微市场”新型模式，能否得到法律上的授权以及公允的输配、容量及辅助价格明示（参见《电力大战⑬：虚拟电厂热潮，为何难以落地？》）？
1192号文对以上第一和第二个核心问题没有涉及，对第三个核心问题，看似通过容量电费得以解决，但并没有明确“一对一”以外的可能性。
业界期待，1192号文至少能补上357号文上述的第三个核心漏洞。
（四）280号文，补得如何？
2021年3月发布的280号文，即《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，期望在区域（省）级、市（县）级及园区（居民区）级推进源网荷储一体化各种模式；并以风光储一体化、风光水（储）一体化、及风光火（储）一体化等不同的组合推进多能互补，提升可再生能源消纳水平。理想很丰满。
遗憾的是，现实很骨感。无论是存量新能源项目，还是增量一体化项目，推进过程困难重重。政策五年有效期快到了，绝大多数项目依然停留在PPT阶段。极少数自称的源网荷储一体化或多能互补项目，也远没有达到政策的预期目标。
1192号文通过容量电费设计的创新，明确了符合“一对一”规则的绿电直连项目具有推进的可行性，但“多对多”模式的源网荷储一体化及多能互补项目，还需等待进一步的通知，或者另一个“大补丁”。
所以，1192号文给了280号文一个“窗口”和期待。
1192号文后续期待？
650号通知出台才三个月余，1192号文即印发。
1192号文既对650号通知的短板和漏洞进行了补充和修正，很及时也很必要，又对136号文造成的负面影响有所缓解和安慰，还对357号文，甚至2021年的280号文的一些短板有一定弥补。“补漏洞、补短板”的正面意义非常重要，未来更值得期待。
（一）严格的比例限定，是否可以去除？
既然新能源电力已经全部进入市场，何必人为设定不等式（1）-（5）？应该让市场决定其电力留下来自用，还是满足外部需求。让电力发挥最大的市场价值，这不正是中央高层推进的全国统一的市场场景吗？
甚至，分布式光伏单个项目6MW的规模限制，是不是也应该取消？
（二）“多对多”绿电模式，是否可以明示？
“多对多”绿电模式，不存在任何技术障碍，何不一步到位推进落实？
“多对多”模式，不仅可以促进新能源发电大规模就近消纳，而且有利于源网荷储充、多能互补、虚拟电厂等新型模式的商业化落地，有“万利而无一害”之功效。
虽然电网企业的收入减少，但其新增投资规模、经营成本及输配风险也会下降。再说，作为公共机构，电网企业的收入高低不应该作为其经营绩效的考核指标，反而，新能源消纳比例及新能源电力的渗透率应该作为其主要考核指标，不仅考核总公司，更应考核各级电网企业，特别是县区级的配电网机构。
（三）月度容量制电价，是否可以重算？
在电力市场化比较发达的国家，输配分开并独立经营是标准配置和基础前提。
中国2002年的电力改革，输配分开也是必选须的核心项，然而，改革到一半就戛然而止，之后所有的电力改革方案和规划宏图均绕过这一核心议题。
如果输配分开并独立经营，今天碰到的电力市场大多数难题都将迎刃而解，各类新型模式均能有效落地。
在输配一体化模式的刚性前提下，1192号文创新提出的容量制电费方案，无疑是迄今为止的最佳选择，只是，容量制电费的计算方法需要符合实际投资，让电网企业具有合理的盈利，不能亏损，也不能暴利。
最合理的计算方式是核定投资总额、折旧年限和运维费用等，并经过公开听证，确保电网企业的合理利润。
（四）电力法冲突之处，是否可以澄清？
显然，1192号文、650号通知、357号文，以及2021年的280号文都与现有的《电力法》相冲突。政策碰到法律，以法律为准绳，还是以政策为准则？
这就可以理解，以上这些文件为什么在基层难以推进和执行。好的政策碰到法律之墙，是难以突破的。
《电力法》的废改立需要时间周期。政策是否需要紧急澄清，以上绿电新型模式，虽然违反了现行的《电力法》，但不允许日后追究、追查或清算，以政策为上位、为优先，让投资人与参与方没有后顾之忧。
欧盟整体，风光渗透率超过28%，绿电价格偏高，投资还享受补贴，弃风弃光率很低。相比较中国，风光渗透率刚过18%，绿电价格成了煤电基准价的一半，新增项目早没有了补贴，弃风弃光率还越来越高，某些地区甚至超过30%。
何故？这么好的绿电，这么便宜，还这么浪费？
欧盟及电力市场化较发达的国家无不采取“输配分开并独立经营”模式，在系统安全、峰谷调节、利益冲突处理、公平市场竞争机制、新能源高比例就近消纳、新型电力模式如虚拟电厂应用等方面，具有明显优势。
输配一体化模式与公平市场竞争机制、新能源高比例就近消纳、“多对多”的新型电力模式等难以兼容，这就可以解释，中国风光渗透率刚到18%，各地新能源电力（包括大基地和各类分布式）的消纳就出现高比例的预警和“红灯”。
配合新能消纳之窘境，相关部门匆忙出台136号文件，给新能源电力发展急踩刹，大降温，产业严重供过于求的矛盾更加突出，一半以上的光伏制造业将为此“牺牲”。
与“输配分开并独立经营”模式相比，输配一体化模式是否也具有一些优势，甚至整体优越性，以提升为“中国特色”？
1192号文提出的容量制电价是一个创举，这一创举是否能支撑起输配一体化模式的整体优越性？
在全国统一电力大市场推进过程中，需要去除人为设定的绿电自用规模和比例，从“一对一”扩展到“多对多”模式，根据投资、成本和折旧等合理因素重新核定容量制电价，加快能源转型步伐，夯实新能源高比例下的电力安全和能源安全，缓解各项政策带来的负面效应，以证明输配一体化模式下容量制电费的“中国特色”具有整体优越性。
我们期待“中国特色”的电力模式更有优势，更加可持续发展，能为碳中和的明天撑起那片天。
（本文经作者授权发布，仅代表作者观点。作者供职于国合能源研究院，该机构专注于石油、天然气、煤炭、电力、可再生能源、气候变化及零碳园区等相关领域的深度研究、评估和咨询。）
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