国家发展改革委与国家能源局近日联合印发《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），通过明确项目认定标准、费用分摊规则及市场交易模式，为新能源产业本地化消纳扫清制度障碍。该政策将于2025年10月正式实施，标志着我国新能源消纳体系进入精细化管控新阶段。
针对新能源项目边界模糊、责任划分不清等痛点，新规首次建立"三维度"认定体系。物理界面方面，要求项目以电源-负荷-储能一体化形式接入电网，形成独立于公共电网的物理与安全责任边界；计量体系方面，强制要求在发电、储能、并网等环节安装分表计量装置，确保电量数据可追溯；发电比例方面，规定新能源年自发自用电量占比不得低于60%，总用电量占比不低于30%，2030年后新建项目该比例将提升至35%。
在费用分摊机制上，政策创新提出"稳定供应保障费"概念。接入公共电网的项目需按容量缴纳输配电费，具体公式为：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。系统运行费则采取过渡方案，初期按下网电量计费，逐步转向容量占用计费模式，同时免除自发自用电量的政策性交叉补贴。未接入公共电网的独立项目可豁免相关费用。
市场交易规则赋予项目双重主体身份。作为发电方，项目整体参与电力市场交易，在现货市场连续运行地区按市场价结算上网电量；在非连续运行地区，禁止向公共电网反向送电。作为用电方，项目须直接参与市场购电，不得委托电网代理，并承担下网电量的线损费用。这种设计既保障市场公平性，又防止电力倒送冲击电网稳定。
政策实施将产生双重效益。经济性层面，通过自发自用与容量优化，项目综合用电成本可降低15%-20%。系统调节层面，费用机制倒逼项目提升自主平衡能力，预计可减少30%以上的无效接网容量。某光伏企业测算显示，配置储能系统后，其工业园区项目年节约电费超200万元，接网容量需求下降40%。
随着新政落地，新能源产业正经历深刻变革。技术层面，光储一体化、微电网控制等核心技术加速迭代；市场层面，涌现出"自发自用+余电交易"的新型商业模式；制度层面，形成从项目准入到费用结算的全链条管理规范。这种系统性变革正在重塑我国能源消费结构，为"双碳"目标实现提供关键支撑。
