2026 年 7 月 30 日，山东省发展改革委、省能源局正式对外发布《关于贯彻发改价格〔2025〕1192号文件支持新能源就近消纳价格政策有关事项的通知》(鲁发改价格〔2026〕554号)，成为国家新能源就近消纳价格机制文件出台后，全国较早落地完整省级实施细则的省份，标志着绿电直连、源网荷储类项目的输配电费计费规则从 “按电量计价” 正式转向“以容量计价为主” 的新模式。
本次政策核心针对绿电直连、源网荷储一体化、绿电产业园三类专线供电类新能源就近消纳项目，划定两道刚性准入门槛：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比例提升至35%，两项指标需同时达标方可适用新的价格政策。相较征求意见稿，正式版收窄了适用范围，删除了智能微电网、跨用地红线分布式新能源两类场景，常规工商业屋顶光伏暂不纳入本次政策适用范围。
计费逻辑重构是本次新规的核心突破：月度容(需)量电费在原有标准基础上，新增按 “接入公共电网容量 × 所在电压等级电量电价 × 平均负荷率 ×730小时”计算的容量折算费用，本质是将电网备用保障服务的成本，从按实际用电量收取改为按接入容量固定收取。三类电量执行差异化计费：自发自用电量仅缴纳政府性基金及附加，不再承担输配电费、系统运行费;用网电量按现行政策承担上网电价、线损、系统运行费等，暂不参与功率因数调整考核;多回路容量备份项目可自主选择计费模式，变更间隔不少于12个月。
此外政策明确了过渡期安排：2025 年 9 月 30 日前已接网的存量项目，暂按改革前政策执行;决定容量电费高低的核心参数“平均负荷率”，将由国网山东电力于2026年9月底前首次公布，在此之前所有项目成本测算均需预留弹性空间。整体来看，高负荷率、高自发自用比例的连续生产型园区与出口企业综合收益空间更大，低负荷率、用电波动大的项目则需审慎测算容量模式下的综合成本。
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