一、执行条件

　　本通知新能源发电就近消纳项目，是指对电源、负荷、储能等作为整体与公共电网连接，形成清晰物理界面和安全责任界面、以新能源发电为主要电源，公共电网按照接网容量提供可靠供电等服务，保障其安全稳定用电。就近消纳项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，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%；项目应当具备分表计量条件，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。

　　二、电价政策

　　（一）输配电费。项目实行按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费。月度容（需）量电费计算方法为：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。接入公共电网容量为项目同时使用的受电变压器容量及不通过变压器接入的高压电动机容量之和。

　　可靠性要求高、按要求需进行容量备份的项目，可选择继续按现行两部制输配电价模式缴费，其中容（需）量电费按现行政策执行，电量电费根据实际用电量（含自发自用电量）以及所在电压等级电量电价标准缴纳。相关项目可提前15个工作日向电网企业申请变更电费计费方式，变更时间间隔不少于12个月。

　　（二）系统运行费。项目使用公共电网时视同工商业用户，暂按下网电量缴纳系统运行费。暂免缴纳自发自用电量的系统运行费。

　　（三）上网环节线损费用。按照下网电量承担上网环节线损费用。

　　三、其他事项

　　（一）就近消纳项目上网电量交易和价格结算按照电力市场规则执行；项目用电时应当直接参与市场交易，不得由电网企业代理购电，应提前做好直接入市准备；暂不参与功率因数调整电费考核。

　　（二）经政府主管部门核准（备案）的就近消纳项目完成接网后（含拥有燃煤、燃气等自备机组的企业开展就近消纳后），用电企业要及时对接电网企业办理相关手续。政府主管部门取消就近消纳项目实施资格的，用电企业履行相关退出手续后，自次月起电网企业按照工商业电价政策执行，新能源发电上网电价按照电力市场规则执行，且不纳入机制电价执行范围。

　　（三）电网企业应于每年11月底前随同代理购电价格表公布吉林电网平均负荷率。

　　（四）2025年10月1日前已接网的就近消纳项目，可继续按原政策执行，也可选择执行本通知新能源发电就近消纳价格政策，选择执行后不能再进行调整。

　　（五）电网企业要严格按照有关规定进行业务受理与审核，并依据政府主管部门核准（备案）文件提供结算等服务，每月将项目输配电费、系统运行费等有关情况及时向省发展改革委报告。