9月12日，国家发展改革委与国家能源局联合印发《关于完善价格机制 促进新能源发电就近消纳的通知》（以下简称“1192号文”）。
1192号文的正式出台，不仅意味着政策颁布，更将从今年10月1日起全面实施，十分迅速。回顾今年一些重磅能源政策，不难发现一条清晰的演进路径与国家顶层设计的深远布局：
4月，《国家发展改革委 国家能源局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）；
同月，《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）；
5月，《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）；
6月，《关于开展零碳园区建设的通知》（发改环资〔2025〕910号）。
展开剩余80%这些政策表明，面对风光消纳的现实挑战，国家正从负荷管理、消纳机制和应用场景等多维度切入，推动新能源发展主战场由过去的“远距离输送+指标分配”模式，逐步转向“贴近负荷侧的场景化与就近消纳”。在此背景下，1192号文的重要性愈发凸显，它不仅呼应了这一转向，更在机制设计与落地路径上给出了明确指引。
尽管字数精简，1192号文信息密度极高，是传说中的“字少事大”，发布后持续引发行业专家多角度解读，其影响力正在快速扩散，时至今日，仍能看到不少关于1192号文的文章推送。
为什么这份关于“就近消纳”的通知如此重要？1192号文中几个关键机制尤其值得关注：
一、身份界定与用电比例要求
项目必须接入用户与公共电网产权分界点的用户侧，并满足：新能源自发自用电量不低于总可用发电量的60%，占总用电量比例不低于30%（2030年起新增项目不低于35%）。同时要求分表计量，电网企业需在发电、用电、并网、自发自用、储能等环节安装计量装置。
这意味着，“假一体、真并网”的投机模式将难以持续——如某些光伏项目发电多、用电少、余电大量上网的做法将被严格限制。项目必须优先保障自身用电，真正实现高效自消纳。
二、费用机制改革，容量电费成为核心
输配电费不再按电量收取，改为按容量缴纳，下网电量不再计收电量电费，系统运行费暂按下网容量收取，未来将逐步按容量分摊，电网备用成本由此透明化。
1192号文提出新的计费公式：
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
或许有些不好理解，但实际上也不需要理解透彻，该公式中，唯一变量是“接入公共电网容量”，其余参数相对固定。因此，用户有强烈动力降低接入容量，提升自有资源使用效率。不论是否用电，只要占用了输配电容量，就需承担相应成本。
三、市场准入与交易机制
项目作为独立市场主体，需直接参与电力市场交易，电网企业不再代理购电。在现货市场连续运行地区，余电可上网并按市场规则结算；非现货市场地区则禁止反送电。项目用电也需直接参与市场交易，并按实际下网电量承担上网线损费用。
此举推动项目真正走向市场，如山东、河南正不断推进已推进源网荷储一体化项目直接参与交易，目的也正是为了提升消纳效率。
那么，新机制到底带来哪些优势？对于自发自用比例高、电网取电少的项目，可以大幅降低电费支出，避免因电量计价带来的高成本；
对于源荷匹配差、仍依赖大电网的项目，则需承担更高额的“容量补偿”，经济性较差，从而倒逼其提升自我平衡能力。
一般来说，负荷率评估采用所在省份110千伏及以下工商业两部制用户的平均水平作为基准。实际负荷率越高，说明运转越高效，度电输配成本越低，企业在成本竞争中更具优势。这其实也是在抑制盲目申报容量、滥用电网资源的行为。
因此，1192号文的实质是通过电价机制精准反映电网“容量服务”成本，激励新能源项目实现高效、友好、就地消纳，从根本提升系统运行效率。
对企业而言，该如何应对？上述传达出的核心是降低对公共电网的容量依赖。
所以，可以通过风光互补、配置储能、建设微电网或接入虚拟电厂等综合手段，“平滑”功率曲线，提升自发自用能力，减少容量需求。这不仅带来电费成本的降低，也增强企业用能的灵活性与抗风险能力。
总结而言，1192号文是我国新型电力系统建设过程中的又一关键里程碑。它通过机制创新引导新能源走向更高效、更均衡、更市场化的新发展模式，不仅缓解电网压力，也更有利于可再生能源在真实场景中的规模化、高质量发展。
未来，随着更多企业和项目转向“自发电+自消纳+储能调节”的用能模式，一个更加柔性、绿色、智能的能源体系正在我们眼前加速形成。
1192号文，正是这条道路上的重要路标。
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