6月29日，四川省发改委发布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。
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%。
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。
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。
本通知自2026年7月1日起实施。
详情如下：
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
