1192号文背后的两大矛盾
9月中旬，国家发改委、国家能源局联合印发了《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），政策将于10月1日正式实施。
本以为没什么争议，但笔者两天看了些解读后，还是觉得说两句。
第一，出台背景
解读说：为支持新能源就近消纳模式发展，国家和各地陆续出台多项政策，鼓励试点先行，但总体上发展仍然偏慢，主要原因是项目边界和保供责任不够清晰，对公共电网提供的稳定供应保障服务，项目应当承担的经济责任不够明确。
这句话咋理解，就是分布式光伏（下面简称为DPV）和电网在“打架”。
首先是DPV吃了电网的售电量，电网还得管它接入、还得提供服务；相同的电网投资，售电量小了，需量电费的收入也少了，到了一定程度，如果再来跟我谈投资驱动新能源发展，我会怎么说，咱们得盘盘电价机制的事儿吧。让大模型看了两个相关报告，关于DPV对于配网公司收入和投资的影响如下：
根据NREL与LBNL的联合研究，分布式光伏（DPV）穿透率提高对配电网公司（无发电资产）的财务影响显著且呈非线性增长。当DPV渗透率达到8%时（以美国西部某典型配电网为案例），模拟结果显示：
成本回收缺口与电价上涨压力：尽管DPV避免了部分购电成本（主要为燃料与批发市场采购，占节省的大部分），但电网的固定成本（如容量、运维、资本回报）并未同比例减少。这导致单位成本上升。为回收全额获批收入，平均零售电价被迫上涨2.4%（文档2，图11）。
然而，因总售电量下降，用户总电费支出实际上下降了3.6%（文档2，图12），这形成了“电价上升但总支出下降”的看似矛盾却合理的现象，其背后是成本分摊机制面临的挑战。
投资激励扭曲：报告指出，若缺乏机制改革，DPV导致的售电量下降会侵蚀股东收益（Achieved Earnings），使实际ROE低于监管机构授权的批准水平（文档2，图9、图10），这削弱了电网公司进行必要电网投资升级的财务能力和意愿。
结论：DPV高渗透率下的核心矛盾是“电量销售驱动的收入模式”与“高度固定化的成本结构” 之间的根本性错配。国际经验表明，必须通过改革电价结构（如提高需量电费占比） 和建立收入脱钩机制等政策工具，从根源上解决这一矛盾，否则配电网公司的财务可持续性将受到挑战。
其次，红区了解一下，DPV倒送多的地方要配网升级改造。从底层技术的角度，DPV大量倒送后，会出现承载力不够的情况（红区是外部表现），要么DPV弃电，要么配电网投资做升级改造，那是弃还是投呢？
弃到一定程度，DPV都亏损了，那就得升级改造电网。所以说，提高DPV穿透率这个事儿，是你DPV多弃电，还是我配网多投点？
从这个1192号文，我们能看到官方的态度，简单地说就是还什么柔性啊动态的，太麻烦，对供电局的要求太高了，总部也不好制定统一标准，所以，咱们直接解决问题，别倒送了不就没这个事儿了。这么做也不是胡来，储能成本十四五下降了8成，就是给这个思路的底气。
第二，适用范围
一是界面清晰。项目的电源、负荷、储能等应作为整体与公共电网连接，形成清晰的物理界面和安全责任界面，电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧。
二是计量准确。项目应具备分表计量条件，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。
三是以新能源发电为主。项目的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%。
从阅读理解的角度，1192不是只针对绿电直连。我理解主要是第三条，自用比例，倒送比例这两个参数，简单地说就是自用不多、倒送少的消纳项目，这两个参数小的，以前什么样十一之后还什么样。
关于容量怎么收的我就不多说了。我最后谈谈整体的感受，其实这些年我们国家发展新能源和电改的节奏非常非常之快，是可喜可贺的地方。192号文出的心里其实不那么有把握，我理解就是寄希望于工商业侧做好负荷管理和光储的解决方案，希望后续有针对性的支持政策。
来源：储能这点儿事儿
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