2025年9月12日，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《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），该政策主要内容如下：
• 项目基本条件：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，电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧。二是计量准确。项目应具备分表计量条件，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。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%。
• 稳定供应保障服务：对符合条件的就近消纳项目，公共电网应当按照规定提供接网、供电服务，并按接网容量保证可靠供电，保障项目在发电不足时仍能安全稳定用电。
• 承担稳定供应保障费用：按照“谁受益、谁负担”原则，就近消纳项目应公平承担输配电费、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。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。
• 参与电力市场：项目与其他发电企业、电力用户等具有平等市场地位，原则上作为统一整体参与电力市场。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；现货市场未连续运行地区，原则上不向公共电网反向送电、不开展送电结算。
此外，2025年5月，国家发展改革委、国家能源局还印发了《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号），明确了绿电直连模式的定义形态、建设要求、运行管理和权利义务等，以促进新能源就近就地消纳。
• 促进新能源消纳利用：近年来我国新能源规模快速增长，如2025年一季度风电光伏发电合计新增装机7433万千瓦，累计装机首次超过火电装机，这给大电网安全运行和电力稳定供应带来挑战。新能源就近消纳政策有助于解决新能源消纳难题，通过发展绿电直连、源网荷储一体化等模式，让新能源在本地就被消耗掉，减少弃风、弃光现象。
• 满足企业绿色用能需求：重点企业特别是出口型企业对绿色电力的直接采购需求显著增长，例如欧盟已率先启动碳边境调节机制和电池法案，我国产品进入欧盟需要按碳排放量购买CBAM证书，支付“碳税”。新能源就近消纳政策可以让企业获得稳定的清洁电力，免除碳税，提升企业的绿色竞争力。
• 减轻电力系统调节压力：传统依赖大电网的新能源消纳模式已难以适应当前风光高比例接入电力系统的需求，我国很多省份只有省级电力调度中心一级平衡，全部消纳压力由电网企业承担。就近消纳政策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，从而减轻系统调节压力。
• 明确项目边界和责任：此前新能源就近消纳项目存在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应承担的经济责任不明确等问题，导致发展偏慢。该政策针对性地完善了相关价格机制，明确了项目的身份与责任，解决了政策执行中的模糊地带，有助于推动新能源就近消纳项目的健康发展。
• 政策与体制机制障碍：绿电直连等就近消纳模式存在很多政策盲区和体制机制障碍，如存量负荷能否建设绿电直连、多余电力能否上网、自发自用比例、专线建设主体、输配电价缴纳方式、电力市场参与方式、关口计量设置等问题尚不明确，这些都困扰着项目的落地实施。
• 项目边界和责任不清晰：新能源就近消纳项目的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也不够明确，这导致业内对就近消纳项目和公共电网的关系存在误解，影响了项目的发展。
• 电价机制不完善：现行电价制度难以适应就近消纳项目的发展需要，就近消纳项目承担的稳定供应保障成本不足，导致公平性问题凸显。虽然相关政策已明确按照“谁受益、谁负担”原则承担输配电费、系统运行费等，但后续逐步向按占用容量等方式缴费过渡，意味着投资者需提前规划成本，增加了项目的不确定性。
• 新能源自身特性限制：风电、光伏发电受自然条件影响，存在较大波动性，这与电网要求的绝对稳定性之间存在矛盾，给电力系统的调度运行带来了较大挑战，也增加了就近消纳的难度。
• 资源分布与供需不匹配：我国风光资源大部分分布在三北地区，水能资源主要集中在西南地区，而用电负荷主要位于中东部和南方地区，这种资源分布与需求的逆向分布，带来了较大的跨省区输电压力，不利于新能源的就近消纳。
