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国家发改委、国家能源局近日下发《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（以下简称《通知》），自今年10月1日起实施。《通知》明确，就近消纳项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，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%；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，准确计量各环节电量数据。
在业内看来，《通知》最大的亮点在于，从保量保价的“计划消纳”转向市场化定价的“主动消纳”，核心是建立“新能源+就近负荷”的动态价格耦合机制。
明确新能源就近消纳硬约束
新政首次从国家层面明确新能源就近消纳项目的“自发自用比例”量化门槛，并配套“分表计量+全环节监管”的技术要求。这两大措施共同解决了新能源就近消纳长期面临的“消纳责任不清、激励机制模糊、数据监管薄弱”三大痛点，将就近消纳从概念倡导转化为可落地、可考核的硬性指标，为新能源从规模扩张转向高效利用提供了制度保障。
厦门大学中国能源经济研究中心的教授孙传旺告诉《中国能源报》记者，在电源侧，通过实施“自发自用”政策，将就近消纳责任提前至项目设计阶段，迫使新能源开发主体优化发电曲线、配置储能设施、参与需求响应，从而从源头提高本地绿电的利用率，并有效减轻电网输配压力和系统性消纳问题。在电网侧，通过“容量计价”明确兜底服务的界限。“这项政策首次明确公共电网对就近消纳项目的服务范围和计价方式，不仅引导发电企业通过优化容量配置来降低投资成本，也有助于明确电网与发电主体在就近消纳中的经济权责界限。”而在负荷侧，《通知》通过“市场身份”激活就近平衡的潜力，赋予就近消纳项目明确的市场身份，使其能直接参与电力现货市场、中长期合约交易以及辅助服务市场，激发其在削峰填谷、需求响应及能效提升等方面的能力，推动负荷侧从“被动消纳”向“主动互动”转型。
“政策设定了发电量60%必须自用以及‘项目总发电量大于用户总用电量的30%’的量化门槛。这两项指标相辅相成，共同框定了项目的探索方向。”中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎表示，“60%自用”是确保就近消纳的硬性约束，强制要求项目产生的绝大部分电力必须在内部或指定范围内消化，从根本上杜绝项目借“新能源”之名，行“向大电网卖电”之实的行为。“发电量>用电量30%”则要求新能源装机规模必须达到一定水平，使发电量显著超过用户的基础用电量，从而创造出必须通过储能、需求侧响应等高级手段进行平衡的场景。
中国能源研究会配售电专委会专家吴俊宏表示，《通知》最大的亮点是电价机制超出市场预期。“系统运行费、交叉补贴（已含在输配电价中）以及线损在自发自用电量方面的减免，这超出市场的普遍预期。尽管输配电价机制的经济性效果可能不如单纯减免自发自用电量部分的电量输配电价，但‘单一容量制电价’具有一定的科学依据，并且对于年利用小时数较高的用户项目也能在一定程度上降低输配电价。此外，‘单一容量制电价’与最近发布的《省级电网输配电价定价办法》（征求意见稿）中提到的电网企业服务于新能源就近消纳等新型主体时，探索实行‘单一容量制电价’的条款相呼应。”
构建微型自治电力平衡单元
在业界看来，《通知》的核心在于运用市场化价格机制这把“钥匙”，开启就近消纳这扇“大门”。这不仅是一次政策上的微调，也是一次系统性、机制性的重构，标志着中国新能源发展从追求装机规模的粗放式增长，转向追求消纳效率和价值创造的高质量发展，进而构建一个更具韧性、更经济、更绿色的未来电力系统。
孙传旺指出，“新能源基地—远距离输送”模式作为跨区域、大容量绿色电力的骨干网络，为国家提供了稳定化、规模化的电力保障，而就近消纳模式则通过构建分布式消纳体系，显著提升区域内电网对可再生能源的灵活接纳能力。当局部电力通过就近消纳实现自平衡后，大电网的调节裕度与跨区输电通道容量得以释放，二者协同互补，共同构建我国多层次、立体化的新能源消纳体系。
“新能源消纳难题的根源是时间错配。”彭澎指出，“风光”发电能力受自然条件制约，有效发电时长远低于全年总用电时长，这是消纳难题的物理基础。在发电端，“风光”资源的全年等效发电小时数，即使在资源禀赋优越的地区，普遍在2600小时左右，这意味着在全年新能源有超过2/3的时间无法有效出力。在用电端，社会用电需求持续存在，全年用电小时数为8760小时，要求电力系统提供稳定、可靠的供应。“2600小时”对“8760小时”的巨大鸿沟，决定了新能源无法独立满足全时段的用电需求。“因此，必须通过储能或其他灵活性资源，将发电高峰时段的富余能量转移至用电高峰或无发电时段，这必然带来系统整体成本的升高。”
为应对上述挑战，政策层面提出就近消纳与远距离大型基地两种模式。彭澎认为，就近消纳并非简单的本地使用，其核心是构建一个微型、自治的电力平衡单元，主要针对的是“绿电直连”“源网荷储一体化”等新型项目形态。运作逻辑是在配电网层面划定一个明确区域，鼓励用户或负荷方在区域内配套建设新能源发电和储能设施，形成“发电—负荷—储能”闭环系统，实现区域内电力的自我平衡与调节，尽可能减少对主电网的依赖。
计量从宏观统计转变为微观感知
值得注意的是，在推进“源网荷储”一体化和“绿电直连”等高级应用模式的进程中，计量体系的升级与精细化扮演着至关重要的基础性角色。它不再是简单的“抄表收费”工具，而是转变为系统智能感知、精准调控和价值挖掘的“神经网络”。
“传统的电力计量，通常在用户侧仅配置一块总表，其功能局限于记录该用户的总用电量，是一种宏观且滞后的数据统计。”彭澎说，“新型电力系统的高效、安全、经济运行，要求对系统内部每个关键环节的动态信息具备实时、精准的感知能力。因此，实现从‘一块总表’到‘无处不在的精细化计量’的转变，是支撑系统智能化升级的先决条件。”
彭澎表示，传统电网的信息感知与管理系统，其边界清晰地划定在用户电表之前，电网公司能精确掌握从发电厂到用户接入点的电压、电流、功率、频率等所有运行参数，实现对输配电网的全面监控与调度。然而，一旦越过用户电表，电网对于用户内部的用电结构、负荷特性、设备启停、生产计划等关键信息，则完全处于“一无所知”的状态。这个“信息边界”或“数据黑箱”的存在，使电网在面对海量分布式新能源接入和需求侧响应时显得力不从心。
值得肯定的是，新政策已意识到上述问题，特别是在计费与结算方法方面，相关政策文件已做出明确规定，无疑为市场规范化发展迈出关键的第一步。“但必须清醒地认识到，当前的进展仅仅是万里长征的第一步。”彭澎坦言，一个健康、可持续的新型电力系统生态，需要一套完整、细致、可操作的规则体系。后续还有大量更复杂和关键的细节亟待细化和明确。
在孙传旺看来，量化自发自用比例要求下，新能源企业项目开发策略会发生变化。在选址方面，新能源企业新项目选址的首要标准将是寻找用电量大、负荷稳定且用电曲线与新能源发电曲线匹配度高的工商业用户，同时开发“绿电园区”“零碳园区”将更具优势；在规模方面，项目规模需立足负荷特性与发电曲线耦合分析，结合储能配置与柔性调节资源协同规划，精准匹配用户用能需求，避免过度投资导致消纳困难；在用户合作模式方面，可通过与用户签订绿色电力直供协议进行长期协议绑定，同时为企业提供能效诊断、碳足迹追踪、碳资产管理等增值服务，创新与用户合作模式。