近日，国家发展改革委与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》，旨在通过优化价格体系破解新能源就近消纳发展瓶颈，推动新能源产业与电力系统协同升级。该政策将于今年10月1日起正式实施，为新能源项目与公共电网的协同运行提供明确规则。
政策出台背景显示，尽管国家及地方已出台多项支持新能源就近消纳的试点政策，但整体推进速度仍低于预期。核心矛盾在于项目边界模糊、保供责任划分不清，尤其是对公共电网提供的稳定供电服务，项目方需承担的经济责任长期缺乏量化标准。此次通知通过细化价格机制，试图从根源上解决这一难题。
根据新规，公共电网将明确为就近消纳项目提供稳定供电保障。具体而言，以新能源发电为主电源，且电源、负荷、储能形成独立物理界面的项目，公共电网需按接网容量保障其安全用电。同时，项目电源接入点需位于用户与公共电网产权分界点的用户侧，并设定严格的自发自用比例：新能源年自发自用电量需占总可用发电量的60%以上，占总用电量的比例在2030年前不低于30%，2030年后新增项目则需达到35%。
在费用分摊方面，政策首次明确“谁受益、谁负担”原则。接入公共电网的消纳项目需承担输配电费、系统运行费等稳定供应保障费用，而未接入公共电网的独立项目则无需缴纳。费用计算采用容(需)量电费模式，下网电量不再重复收取系统备用费及输配环节电量电费。具体公式为：容(需)量电费=现行政策缴纳的容(需)量电费+电压等级电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入容量。
市场参与规则方面，政策赋予消纳项目与其他发电企业、用户平等的市场地位。在现货市场连续运行地区，项目上网电量按市场规则交易结算；未连续运行地区，原则上禁止反向送电至公共电网。值得注意的是，项目新能源上网电量不纳入可持续发展价格结算机制，且用电时必须直接参与市场交易，不得通过电网企业代理购电，同时需按下网电量承担线损费用。
业内专家分析，此次价格机制改革通过量化项目边界、保供责任与经济责任，为新能源就近消纳提供了可操作的实施框架。预计政策落地后，将有效缓解电力系统调节压力，促进新能源产业从规模扩张向质量提升转型，对构建新型电力系统具有里程碑意义。
