河南省发改委9月9日印发豫发改价管〔2026〕573号文，落地国家新能源就近消纳价格机制，统一规范源网荷储一体化、绿电直连、虚拟电厂、智能微电网、零碳园区五大新业态输配电费核算方式。文件最大变革，是改变以往依托电量核算输配电成本的模式，转为按接入公共电网的容（需）量计收输配电费。新规清晰界定政策适用边界，区分红线内封闭项目与并网型就近消纳项目，自发自用电量享受系统运行费、上网线损费减免红利。这一政策终结过去各类项目依靠包装业态套利的空间，推动项目回归就近消纳本源，倒逼项目优化源荷匹配、控制并网容量，将深刻改变河南新能源项目可研测算、投资评估与工程设计逻辑，为中部省份新能源就近消纳改革提供先行样本。

近日，河南省发改委发布豫发改价管〔2026〕573号文，转发国家发改委、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》，正式落地河南新能源就近消纳配套电价规则。作为河南源网荷储、绿电直连、虚拟电厂、智能微电网、零碳园区五大新业态的核心定价文件，573号文不是简单的政策微调，而是对项目成本核算、收益模型、投资逻辑的系统性重构，为新型电力系统建设下新能源就地利用建立公平、透明的价格框架。

在政策适用范围上，文件明确边界，避免政策红利滥用。573号文适用于经主管部门认定、依托公共电网开展新能源就近消纳的五类项目。但电源、负荷、储能全部在同一用地红线内的封闭项目，不适用本专项电价政策，直接按常规工商业电价执行。这一划分直击行业痛点：只有需要和公共电网进行功率交互、占用电网通道资源的并网型项目，才纳入这套容量型输配电价体系；完全封闭的园区内部发电用电，不再享受就近消纳配套优惠，堵住业态包装、变相隔墙售电的灰色空间。

本次政策最核心突破，是输配电费计费模式的颠覆性调整。按照新规，月度输配电费计算公式为：输配电费=现行容（需）量电费+所在电压等级电量电价×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量。简言之，项目输配电成本不再随上网、下网电量变化，而是取决于项目和公共电网连接的并网容量。无论项目发电多寡、负荷高低，只要保留这一接入容量，就会产生固定性质的输配电成本。

同时文件配套差异化费用减免规则，鼓励内部消纳。红线内新能源自发自用电量，暂免缴纳系统运行费、上网环节线损费，仅按规定缴纳政府性基金及附加；项目从公共电网购电的用网电量，则正常承担交易电费、系统运行费、线损、基金附加；项目向公共电网送出的电量，按照河南电力市场化交易规则参与市场。另外，可靠性要求高、需要电网容量备份的项目，保留选择权，可以继续沿用传统两部制输配电价模式，兼顾不同项目的安全需求。

出台573号文的底层逻辑，是解决公共电网成本公平分摊难题。过去大量就近消纳项目依托公共电网作为“备用缓冲池”，高峰从电网取电、富余电力送入电网，但输配电费按电量收取，部分项目占用大量电网容量资源却承担成本偏低，造成电网成本分摊失衡。采用容量计费，本质是“占用电网容量就要付费”，体现谁使用、谁承担的原则。政策导向十分明确：就近消纳项目首要目标是内部消纳新能源，而不是依托公共电网做跨时段电量套利。

新规落地，直接改写新能源项目投资评估逻辑。此前项目收益测算重点看自发自用率，自发自用越高，节省电费越多。573号文实施后，并网容量成为决定项目成本的核心变量。项目方需要在备用保障需求和容量成本之间做权衡，不再盲目放大并网接入规模。负荷率偏低的项目，单位度电分摊的容量成本会显著抬升，很多存量可研报告的收益模型需要重新测算。

在项目设计层面，行业思路将发生转变。项目开发方会优先优化源荷储协同匹配，合理配置储能，平滑负荷波动，最大限度压缩对外并网容量，降低固定输配电成本。对于绿电直连、零碳园区这类多用户聚合项目，需要精细化统筹多个用户用电曲线，提升整体负荷率；虚拟电厂聚合主体，则要评估公共电网交互容量带来的长期固定成本，不能简单依靠电量套利。

对于地方能源转型而言，573号文引导产业回归本源，推动新能源开发从重装机规模转向重消纳实效。过去不少项目以源网荷储、绿电直连名义拿指标，实际消纳能力不足，依赖电网吞吐电量。新规倒逼项目做好源荷匹配，提升就地利用水平，减少对主网容量资源的挤占，助力河南风光新能源大规模落地。

当然，项目落地仍存在实操待明确事项。项目认定流程、接入容量核定细则、平均负荷率取值标准、绿证溯源配套机制，将直接影响项目实际落地效果。企业在申报项目前，需要做好容量方案论证、负荷预测与经济性测算，审慎评估长期固定容量成本风险。

总体来看，豫发改价管〔2026〕573号文，构建起公平合理的新业态价格机制，终结各类就近消纳项目的无序套利阶段。它把电网容量资源价值显性化，引导项目理性规划并网规模，推动新能源真正实现就近开发、就近利用。作为中部大省的先行电价改革实践，河南的这套机制，也将为全国同类地区完善新能源就近消纳价格政策提供宝贵参考，助力新型电力系统平稳建设。