2026年6月29日，四川省发改委正式印发《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），文件自2026年7月1日起执行。该政策配套落实国家发改委、能源局新能源就近消纳指导意见，通过改革输配电价计费模式，为省内源荷储一体化项目扫清电价障碍，推动川西北风电、光伏就地利用，破解新能源消纳难题。

本次新政专门针对新能源就近消纳一体化项目，即新能源电源、用电负荷与配套储能协同布局，电源接入用户侧的并网项目。政策明确刚性消纳约束条件：项目新能源发电量自发自用比例不得低于60%；绿电自用量占用户总用电量比例不低于30%，2030年新建项目将进一步提高至35%，严格限制余电上网规模，从制度上保障就地消纳目标落地。同时要求项目配置多回路智能电表，对发电、自用、上网、下网电量实行分关口精准计量。

本次政策最大亮点是推行容量制输配电价，替代传统电量计费模式。

主流结算方式为容量计费。项目按照变压器接入容量缴纳月度容量电费，项目内部自发自用电量，免收电量型输配电费用与系统备用费用，仅外购下网电量缴纳系统运行费用，极大减轻高载能产业用电成本。文件核定了统一测算参数，2026年平均负荷率暂定为45.93%，后续由电网公司每年动态更新。

企业可自主选择传统两部制电价。对于供电可靠性要求高、电网备用需求大的项目，仍可沿用原有计费方式，容量电费与电量输配费用照常计收。

完全离网独立运行、不接入公共电网的源荷储项目，不用承担电网备用与输配电相关费用，利好电解水制氢、大型算力中心等独立负荷项目。

在基金与附加费方面，无论是自发自用还是下网电量，均需足额缴纳政府性基金附加；自发用电量不再承担交叉补贴新增损益，进一步压缩绿电使用成本。

文件严格划定电力市场交易边界。就近消纳一体化项目整体参与电力市场，初期可采取“报量不报价”模式参与现货市场，未来逐步转为全面竞价交易。项目富余上网电量不再执行新能源保障性收购电价，用户侧用电必须直接参与电力交易，禁止由电网代理购电，下网电量对应的线路损耗由用电主体自行承担。

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