国家发展改革委与国家能源局近日联合发布《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），为新能源产业高质量发展注入新动能。该政策将于2025年10月1日起正式实施，通过明确项目认定标准、费用分摊规则及市场准入条件，着力破解新能源消纳瓶颈，推动绿色电力实现规模化、高效化发展。

政策聚焦新能源就近消纳项目的核心痛点，首次从国家层面厘清项目边界与责任划分。根据文件要求，符合条件的项目需满足三大标准：一是物理界面清晰，电源、负荷与储能需形成独立于公共电网的封闭系统，并明确安全责任划分；二是计量体系完备，发电、储能、用电等各环节须安装独立计量装置，确保电量数据精准可溯；三是新能源占比达标，项目年自发自用电量需占可用发电量的60%以上，占总用电量的比例不低于30%，2030年后新建项目这一比例将提升至35%。

在费用分摊机制方面，政策遵循"受益者付费"原则，构建了公平透明的成本分担体系。项目需按容量或需量缴纳输配电费，下网电量不再重复收取系统备用费及电量电费，具体计算公式为：容（需）量电费＝现行政策电费＋电压等级电量电价×平均负荷率×730小时×接入容量。系统运行费则暂按下网电量计费，未来将逐步过渡至按占用容量核算，同时免除自发自用电量的政策性交叉补贴。

市场参与规则的优化成为政策亮点。就近消纳项目在电力市场中兼具发电与用电双重属性，作为发电主体时，可与其他电厂平等参与市场交易，现货市场连续运行地区按实时价格结算；作为用电主体时，须直接参与市场购电，不得委托电网企业代理，并承担下网电量的线损费用。政策特别规定，非现货市场地区项目原则上不得向公共电网反向送电，避免价格信号扭曲。

业内专家指出，新机制将产生双重效应：经济性层面，项目通过提升自发自用比例、优化接网容量可显著降低运营成本，预计投资回收周期将缩短20%-30%；系统性层面，费用与容量的挂钩机制将倒逼项目配置储能设施、挖掘调节潜力，从而减少对公共电网的依赖。据测算，政策全面落地后，全国新能源消纳率有望提升5-8个百分点，每年可减少弃风弃光电量超200亿千瓦时。

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