1192号文为零碳园区建设提供了市场化操作指南。
“头上有风光、手中有电网、脚下有煤炭”，作为国家重要能源和战略资源基地，内蒙古在新能源总装机、新增装机、新型储能装机方面均稳居全国首位，预计今年底新能源装机规模有望突破1.75亿千瓦。但随新能源装机快速扩张而来的是，消纳能力不足问题日益凸显，成为制约新能源产业发展的关键瓶颈。
早在2022年，内蒙古便开始探索产业园区零碳低碳建设，为新能源市场化消纳项目拟定“80%园区自用、20%上网交易”的绿电供应模式。今年，随着国家出台统一、清晰的零碳园区标准，零碳园区正成为内蒙古新能源就近消纳、吸引负荷投资集聚、破解碳排放刚性约束的关键举措和重要载体。
“促进消纳背后，实则亟需解决好电力系统稳定和用电成本问题。”内蒙古节能降碳专家马冲在10月14日召开的电力低碳保供研讨会上指出，内蒙古在零碳园区建设上已明确，建立利益协调机制、发挥价格调节机制，强化源网荷储协同，以稳定成本预期，塑造零碳园区绿色低电价优势。
马冲指出，今年9月出台的《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（下称“1192号文”），是新能源上网价格改革、绿电直连与零碳园区建设进程中的重要配套政策。它不仅明确了绿电直连、源网荷储等新能源就近消纳项目的接网费用，更为零碳园区探索高比例新能源消纳路径提供了关键价格支撑。
从实践层面看，新规在管理模式上，推动电力基础设施投资运行成本从用户平均分摊向“谁受益、谁负担”的精细化管理转变；系统上，推动传统源网荷储项目由电网兜底保障向发电友好型电站、用电自平衡项目转变。
马冲认为，1192号文为正在探索中的零碳园区建设提供了清晰的市场化操作指南。一方面，新规有利于零碳园区投资的利益协调。国家要求零碳园区绿电消纳比例要达到80%甚至90%以上，原则上绿电直供比例不低于50%，因此首要任务是加快零碳园区电力基础设施投资建设和绿电替代。1192号文恰恰强调“谁受益、谁负担”原则，对电力系统提供的稳定供应服务，绿电直连项目要公平承担输配电费、系统运行费等费用。
“这也是发挥价格机制，让各类市场主体充分参与零碳园区建设，有需求的多付费，无需求的少付费，从而形成良性价格成本预期。”马冲说。
另外，新规还有利于挖掘项目自我平衡能力并提升就近消纳项目配储经济性。1192号文提出，对可调节自平衡项目可以进一步降低成本，并引导从强制配储转化为市场化灵活配置储能。
这实则是鼓励企业算细账。马冲举例称，铁合金项目自身的负荷是可调节的，以往强制配储后这类项目成本高于网电，转为市场化灵活配储后，企业可以减少配储甚至不配储，荷随源动，即以新能源发电量评估产量，以此降低用能成本。
不过，马冲指出，新规落地还面临几个挑战或优化方向。一是绿电直连需通过专用电力线路与单一电力用户直接连接，专线建设或面临重复投资、资源占用等问题，且源荷单位资金压力大。“希望推广广义绿电直连，通过大电网送电至园区，再由园区内线路分至负荷，只要点对点、可追溯，就可纳入绿电直供范畴。”他说。
另一个优化方向是做好新老项目衔接。新规要求已接网的就近消纳项目，由各地价格主管部门做好统筹衔接，如果新规有利于降成本，则对在建或已运行项目要支持按照新规调整；若采用新规后，已建成项目成本上涨，则建议选择性执行新规要求。
