国家发展改革委、国家能源局发布新政，为新能源就近消纳项目扫清障碍，明确价格机制与责任划分，让绿色电力发展再提速。

9月12日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《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《通知》），该政策将于2025年10月1日起实施。

这一新规针对新能源就近消纳项目存在的边界模糊、保供责任不清等问题，明确了项目认定标准、费用承担方式和市场参与模式，旨在推动新能源实现更高水平的就近消纳。

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扫清障碍：清晰界定就近消纳项目

我国新能源发展举世瞩目，但同时也面临消纳难度上升、电力系统调节压力加大的挑战。

为支持新能源就近消纳模式发展，国家和各地虽已出台多项政策鼓励试点，但总体上发展仍然偏慢。究其原因，主要在于项目边界和保供责任不够清晰，项目应当承担的经济责任不够明确。

《通知》的出台，正是为了针对性解决这些难题，促进新能源消纳利用、减轻电力系统调节压力，并对新能源发电就近消纳项目提出了明确的基本条件要求。

首先必须是界面清晰。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的就近消纳项目，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。

其次需要计量准确。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。

还要以新能源发电为主。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%。

收费机制：公平负担保障服务成本

按照“谁受益、谁负担”原则，对电力系统提供的稳定供应服务，就近消纳项目公平承担输配电费、系统运行费等费用。

输配电费方面，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。

系统运行费方面，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，逐步向按占用容量等方式缴费过渡；暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益。

未接入公共电网的项目，不缴纳稳定供应保障费用。

市场参与：平等身份参与电力交易

就近消纳项目在电力市场中具有双重身份——既是发电企业也是电力用户，《通知》明确了其参与电力市场的规则。

作为发电企业时，项目与其他发电企业具有平等市场地位，原则上作为统一整体参与电力市场。在现货市场连续运行地区，项目上网电量交易和价格结算按照市场规则执行。

而在现货市场未连续运行地区，由于缺乏灵敏的实时价格信号，因此要求就近消纳项目原则上不向公共电网反向送电、不开展送电结算。

作为用户时，应当直接参与市场交易，不得由电网企业代理购电，并按照下网电量承担上网环节线损费用。

政策影响：促进新能源消纳与系统调节

完善后的就近消纳价格机制，预计将对新能源行业以及整个电力系统产生积极而深远的影响。

一方面，将有效促进新能源消纳利用。就近消纳项目可通过使用自发新能源电量、合理减少接网容量等方式节约成本，加之新机制给予的政策支持，使项目具有较好经济优势，从而加快促进新能源消纳利用。

另一方面，将有效减轻电力系统调节压力。按照新机制，就近消纳项目接网容量越小、需要缴纳的稳定供应保障费用就越少，这将引导项目通过挖掘灵活调节能力、自主配置储能等方式，提升自身平衡能力、降低接网容量。

随着新政落地，新能源就近消纳项目将迎来快速发展期。企业可通过使用自发新能源电量、合理减少接网容量等方式节约成本，获得更好的经济回报。项目接网容量越小，缴纳的稳定供应保障费用就越少，这一机制设计将有效引导项目提升自身平衡能力、降低接网容量。

绿色电力正在从愿景变为现实，而这一切，都始于今日的政策创新与行动。

新京报零碳研究院研究员 陶野

编辑 岳彩周

校对 穆祥桐