一、背景

国家发展和改革委员会、国家能源局联合印发的《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，以下简称“1192号文”），以“完善价格机制、促进新能源发电就近消纳”为核心目标，创新性提出：对符合条件的新能源就近消纳项目，将输配电费及系统运行费用的计价方式，由传统的按电量和容需量两部制计费，调整为以单一容量制（即变压器容量、高压电动机容量）计费。这一制度设计，旨在通过容量约束机制，引导用户降低对公共电网的备用依赖，提升源网荷储一体化自平衡能力，为新能源就近消纳模式的落地推广提供坚实的价格层面支撑。

该政策出台后，不少行业同仁存在一处认知误解，即认为“用户只需提高自身平均负荷率，便可降低输配电费用”。伴随政策落地推进，各省已陆续公布110千伏及以上工商业两部制用户的平均负荷率数据。从已公布情况来看，此类用户平均负荷率整体处于较高区间，具体数据为：新疆48.43%、宁夏66.38%、青海64.85%。结合上述数据不难判断，对于多数用电企业而言，按照1192号文规定的单一容量制方式计算输配电费，并不具备经济性。

二、1192号文前后就近消纳项目输配电价的变化

1192号文输配电费算法的调整，是本次价格机制变化的核心。此次调整将输配电费计费模式从传统“两部制”优化为“单一容量制”，彻底重构了输配电价成本分摊逻辑。

（一）原两部制计算方法输配电费=输配电量电费+容（需）电费其中，输配电量电费=月度用电量×所在电压等级现行电量电价标准；容（需）量电费=（变压器容量×容量电价）或（用户最大需量×需量电价）。

（二）1192号文单一容量制计算方法输配电费=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。

所在省份110千伏及以上工商业两部制用户平均水平

核心差异在于原输配电量电费，

“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”部分。为了便于对比将原两部制中电量部分参照单一容量制后半部分进行拆解，即：

实际电量=接入公共电网容量的平均利用率×用户平均功率因数×730小时×接入公共电网容量 其中，接入公共电网容量的平均利用率=用户平均视在功率÷接入公共电网容量=用户变压器平均负荷率

注：1. 上述涉及的平均值均为月度平均值，电量核算周期为月度；

2. 本文假设分析对象仅通过变压器接入公共电网，简化计算场景；      

3.本文提到的变压器仅为其容量计入用户接入电网容量的变压器。

由此可见，两种计费方式的核心区别在于：原两部制电价以用户变压器平均负荷率与平均功率因数的乘积为核算基础，与所在省份110千伏及以上工商业两部制用户平均负荷率对标，二者相等时输配电价一致，且输配电价与用户自身平均负荷率无显著关联。按照电网运行要求，用户功率因数需维持在0.9-1.0区间，整体稳定性强，可近似视为常数。基于此，下文重点辨析变压器平均负荷率与用户平均负荷率的核心差异。

三、用户平均负荷率与变压器平均负荷率

（一）平均负荷率的统计内涵

用户平均负荷率，指报告期内用户平均用电负荷与同期最大用电负荷的比值（以百分数表示），具体定义参见DL/T 2303.2-2021《电力生产统计技术导则 第2部分：供用电统计》中关于平均用电负荷率的规定。根据该标准，虽官方尚未明确给出110千伏及以上工商业两部制用户的平均负荷率的计算方法，但其计算逻辑应为“用户平均负荷/用户最大负荷”。平均负荷率指标的设计初衷，是反映用户生产运行的连续性与稳定性，本质上体现负荷波动性。

从统计目的来看，该指标本质偏向“用电行为评价”，核心聚焦用户实际用电负荷的时间分布特征，而非“电网资源保障成本评价”——即未考量电网为保障用户供电可靠性，所投入的备用容量、冗余设施等隐性资源成本因素。

而变压器平均负荷率亦称变压器平均负载系数，根据GB/T 13462-2008《电力变压器经济运行》中的定义，其指“一定时间内，平均输出的视在功率与变压器容量之比”。该指标直观反映了变压器容量的利用率，充分体现了电网保障用户供电提供的容量保障服务的利用率。

综上，用户平均负荷率与变压器平均负荷率分属不同维度指标，二者在计算基数、考量逻辑上存在本质区别。具体而言，用户平均负荷率的核心计算基数为用户最大需量（或最大负荷），核心反映实际用电负荷与峰值负荷的匹配度；而变压器容量是基于供电可靠性、事故工况应对等要求配置的物理容量，核心功能是保障极端场景下的供电安全，而非仅匹配日常运行负荷。

这就意味着，即便某用户平均负荷率达到60%—70%的较高水平，也不代表其配置的变压器容量在日常运行中得到充分利用，更无法说明其对公共电网备用能力的真实占用程度与该比例相符，自然也未必能带来输配电费用的降低。

四、工商业用户的工程设计与运行现实

（一）重要负荷的供电可靠性约束与运行分析

对于生产连续性要求较高的中大型工业企业及重点工商业用户，其用电负荷多划分为二级及以上负荷。依据GB 50052-2009《供配电系统设计规范》要求，此类用户必须配置双电源供电，确保任一主供电源或主变压器失电时，另一路电源/主变压器可承载全部二级及以上负荷，核心目标是规避电力中断对生产安全、经济效益造成的重大影响。以化工、冶金、数据中心等行业为例，供电中断可能引发生产流程紊乱、核心设备损毁、关键数据丢失，甚至诱发安全事故，因此，多数拥有二级及以上负荷的工商业企业，通常会要求电网提供双路电源供电。

在上述供电可靠性约束下，中大型工商业用户的变压器容量配置，必然遵循“最大关键负荷+事故冗余”的核心配置逻辑——即变压器容量需按事故工况下的全负荷运行能力配置，而非仅匹配日常运行负荷。这一设计原则直接产生两大结果：一是变压器配置容量通常比企业最大实际需量高出约50%；二是正常运行工况下，单台变压器负荷率一般运行在40%—50%区间内。

即便企业处于满负荷生产状态，其最大需量也仅为接入容量的60%—70%，剩余30%—40%的容量为保障系统安全及生产连续性所必需的预留冗余。这种“用户平均负荷率较高，但变压器负荷率（即接入公共电网容量的利用率）长期偏低”的结构性特征，是中大型工商业用户的普遍情况，并非源于用户用电低效或过度报装。结合前文已公布省份的平均负荷率数据来看，此类用户采用1192号文确立的单一容量制电价机制，输配电费用将会显著上升。

（二）三级负荷企业的运行分析

我们先构建1192号文计价逻辑下的理想化场景：针对负荷等级为三级负荷（供电可靠性要求较低）的企业，不强制要求双电源设计，满负荷需量与变压器容量完全匹配，且企业全年无休、每日满负荷运行12小时、其余时段完全停产。在该假设条件下，企业日平均负荷=0.5×最大负荷，对应的用户平均负荷率恰好为50%。

上述分析可得出明确结论：即便在供电可靠性要求低、变压器容量配置非常“紧凑”、运行条件趋近理想的场景中，用户平均负荷率达到50%已接近该类场景的理论上限。而结合前文各省已公布的工商业用户平均负荷率数据来看，即便是这样的理想情形，采用1192号文确立的单一容量制电价机制，对企业而言也未必具备经济性。

五、对新能源就近消纳模式的实际影响

（一）大多数用户理性选择：维持现行两部制计价模式

结合1192号文“减少电网依赖、保障合理付费”的核心逻辑，多数对供电可靠性要求高、需按规范配置双电源及冗余容量的新能源就近消纳项目，维持现行两部制输配电价模式缴费更为经济。这类用户不选择按容量计费模式，核心原因并非该模式本身不合理，而是其生产经营高度依赖公共电网的安全保障，必须预留冗余容量应对事故工况，现行两部制模式更能匹配其“需保障、愿付费”的核心需求。根据1192号文规定，此类项目可选择“容（需）量电费按现行政策执行，电量电费按实际用电量缴纳（含自发自用新能源电量）”的现行两部制模式。同样对于供电可靠性要求不高、但变压器平均利用率低的企业，新的单一容量制电价机制仍然不具备经济性，现行两部制计价模式仍是其最优选择。

（二）1192号文的实际作用“被弱化”

从制度层面看，1192号文明确了绿电直连、零碳园区、源网荷储一体化等新能源就近消纳的合法路径，为新能源消纳模式创新提供了坚实政策依据；但从价格激励层面看，由于按容量计费会导致多数企业输配电费用增加，政策呈现出“制度突破明显、价格激励不足”的特征。这一现状使得新能源就近消纳项目的经济性改善，主要依赖“电量侧替代”——即通过自发自用新能源电量替代外购电网电量，降低整体电费支出；而非“输配电费用减少”——即无法通过单一容量制计费模式实现输配电成本的有效降低，政策的价格激励效能被大幅弱化。

五、结论与建议

综上所述，可得出以下结论：

第一，变压器平均负荷率与用户平均负荷率存在本质定义差异，1192号文的单一容量制计费方式，易引发“提高用户平均负荷率即可降费”的误解，实则用户平均负荷率高不等于变压器容量利用率高。

第二，当前新能源+储能在可靠性层面替代电网的能力还相对有限，多数依赖电网保障的就近消纳用户仍会维持两部制计价；仅少数自保障能力强、低电网依赖用户可享受容量制红利，体现政策差异化导向。

第三，1192号文实现了新能源就近消纳的重要制度突破，明确了模式合法性与操作路径。需明确，单纯提高用户平均负荷率对降费作用有限，核心是降低对电网供电保障的依赖，这一逻辑契合绿色转型方向与“谁受益、谁付费”原则。

基于以上结论，建议新能源就近消纳围绕价值最优目标，从两个方面推进项目：一是最大化利用新能源发电，持续降低度电成本；二是强化源网荷储协同调控，通过科学配置储能、优化运行策略，提升接入容量利用率降低电网保障依赖，真正实现输配电费下降，兼顾系统可靠性与经济性。