在前期内发改价费字〔2026〕534 号基础上做补充澄清；针对源网荷储、风光制氢、绿电直连、自备电厂替代项目，厘清适用范围、自备电厂替代规则、过渡期安排，解决前期落地执行口径模糊问题。
核心要点
1、明确政策适用项目范围（2025‑10‑01 之后接网）
全部纳入就近消纳价格机制管理：
源网荷储一体化项目
风光制氢一体化项目
全额自发自用新能源项目
绿电直连项目（单用户、多用户）
同一厂区红线内普通分布式光伏，依旧执行原有分布式政策，不属于本就近消纳机制范围
2、燃煤自备电厂可再生能源替代项目口径
2025‑10‑01 日后接网的自备电厂新能源替代项目：
自备电厂自身用电负荷不计入就近消纳的负荷基数； 也就是说：不能拿自备电厂内部用电来满足就近消纳 “自发自用比例门槛（自发自用≥60%、总用电量占比≥30%）”；必须依托外部独立工业负荷来完成消纳指标。 核心意图：堵住自备电厂直接配套新能源、变相规避稳定供应保障费用的路径。
3、增设过渡期
适用对象：2025‑10‑01～2026‑12‑31 之间已经完成接网的就近消纳项目
企业可向电网申请最长6 个月政策过渡期；过渡期起算点：升压站反送电（项目实际接网）时间；
过渡期网供容量二选一： ①接入系统评审意见载明最大网供容量； ②项目实际最大需量 ×1.6；
过渡期到期之后，必须严格正式执行就近消纳价格、稳定供应保障费用规则，不再享受宽松口径。
4、存量项目选择权保留
2025‑10‑01 前已经接网的老就近消纳项目：仍二选一：沿用旧政策，或者自愿切换到新就近消纳价格机制；一旦切换不可回退。
行业解读（光伏 / 风光项目）
堵住自备电厂套利空间：自备电厂配套风光项目不能再靠厂内负荷满足消纳门槛；高耗能企业上源网荷储、风光制氢，必须落实外部有效用电负荷，对项目前期方案设计约束增强。
过渡期是缓冲窗口：已经建好并网、前期接入评审偏大网供容量的存量在建项目，有 6 个月缓冲调整；2027 年之后新接网项目不再享有过渡期，直接按正式规则执行。
对内蒙古源网荷储、绿电直连、风光制氢开发影响：
项目可研阶段需要做实外部工业负荷；不能虚设负荷做源网荷储；
稳定供应保障费用依旧和网供容量挂钩；网供容量大小直接决定项目的系统成本；
蒙西、蒙东负荷率不同（蒙西 64.41%；蒙东 49.49%），两地测算出来稳定供应保障费用本身就有差异，项目要分区域测算收益。
实操提示
新建项目前期评审时审慎核定网供容量，网供容量越大，后续每年稳定供应保障费用越高；
存量已并网项目（2025‑10‑01 之后接网）尽快对接属地电网，评估是否需要申请 6 个月过渡期；
自备电厂新能源替代项目，方案优先落实外部独立用户负荷，避免后期不符合就近消纳门槛。
