我国新能源产业快速发展背后，消纳难题日益凸显。一项被业内称为“为可靠性付费”的新电价机制正式出炉，将从根本性改变新能源就近消纳项目的经济账。

9月12日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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），系统性明确了新能源就近消纳项目的边界条件、经济责任、市场参与方式和电网服务保障等内容。

这项政策将于10月1日正式实施，回应了5月份《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》发布后市场对细则的热切期待。

01、 绿电消纳的困境

我国新能源发展取得了举世瞩目的成就，但随之而来的消纳难度上升、电力系统调节压力加大等挑战也日益凸显。为支持新能源就近消纳模式发展，国家和各地陆续出台多项政策，鼓励试点先行，但总体上发展仍然偏慢。

主要原因在于项目边界和保供责任不够清晰，对公共电网提供的稳定供应保障服务，项目应当承担的经济责任不够明确。

02、 新政核心内容

《通知》首先明确了新能源就近消纳项目应具备的三项基本条件。

一是界面清晰。项目的电源、负荷、储能等应作为整体与公共电网连接，形成清晰的物理界面和安全责任界面；二是计量准确。项目应具备分表计量条件；三是以新能源发电为主。

项目的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%。

03 、费用缴纳机制创新

当新能源发电就近消纳项目作为电力用户时，在费用缴纳方面与普通工商业用户有所不同，核心变化体现在输配电费和系统运行费的计费方式上。

为保障就近消纳项目在自身发电不足时仍能随时用电，电力系统需要按其接网容量提供稳定供应保障服务，包括调节服务和“通道保障”服务。

按照公平负担原则，就近消纳项目应按接网容量缴纳输配电费、系统运行费。这将有效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。

04 、项目参与电力市场

当就近消纳项目作为发电企业时，《通知》强调应作为“统一整体”参与市场，享有与普通发电企业和用户平等的市场地位。

现货市场连续运行地区，就近消纳项目上网电量交易和价格结算按照市场规则执行；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。

同时，就近消纳项目新能源电量以自发自用为主，也不宜纳入可持续发展价格结算机制。

05 、零碳产业园实践

这项政策参考了远景科技集团等企业在零碳产业园领域的先进实践。远景EnOS作为全球最大的能源物联网操作系统，目前在全球连接和管理超过3.65亿台智能设备和845GW的能源资产。

在鄂尔多斯、赤峰等地的零碳产业园和全球最大绿色氢氨项目（远景赤峰零碳氢能产业园）中，EnOS实现了毫秒级数据采集与秒级指令控制，支持离网运行与高波动负荷调节。

鄂尔多斯零碳产业园依托当地丰富的风光资源，配套建设38.5万千瓦风光储一体化项目，实现新能源就地转化，园内企业绿电使用比例接近70%。

06 、政策影响深远

完善后的就近消纳价格机制，细化明确了就近消纳项目边界、保供责任、经济责任，有望破解当前新能源就近消纳模式面临的发展难题。

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，综合看具有较好的经济优势。

另一方面，将有效减轻电力系统调节压力。按照完善后的价格机制，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，从而减轻系统调节压力。

鄂尔多斯零碳产业园的实践已经证明，通过配套建设风光储一体化项目，园内企业绿电使用比例可接近70%。

远景在赤峰的零碳氢能产业园实现100%绿电直连，不向电网反送电，因此不需要缴纳容（需）量电费，展现出新政策下的经济优势。

随着10月1日新政策实施，新能源就近消纳项目将迎来快速发展期。企业能够更加灵活地选择用能方式，在为可靠性服务付费的同时，也享受绿色能源带来的环境和经济双重收益。