数字储能网讯：2025年以来，国家相关部委围绕新能源电价市场化、绿电直连、就近消纳价格机制等方面密集出台政策，推动新能源就近消纳项目从示范探索走向规模化推广。

就近消纳项目能否规范进入市场，不仅影响新能源的高效消纳和绿色消费认证，也直接关系到电网的安全稳定运行和市场的公平秩序。因此，迫切需要研究探索可复制、可推广的就近消纳项目入市机制，在“公平接入、合规交易、风险监管”三个方面尽快形成闭环，为各地规范推进提供参考依据。

就近消纳项目

参与电力市场的形势分析

就近消纳项目，本质上是一种以企业绿色用能需求为驱动、以新能源为主力电源的发用电一体化新型模式。它通过公共电网进行必要的电力交换，并相应承担输配电费及系统运行成本。随着新能源全面进入市场交易、全国统一电力市场加快建设，这类项目必须在市场框架中明确自身的主体身份、交易边界和成本责任。否则，不仅难以实现可持续发展，还可能带来运行风险和成本向外转移的问题。

一是顶层政策密集落地，推动就近消纳项目从“鼓励探索”转向“制度化推进”。从市场改革看，全国统一电力市场正朝着基本建成的目标迈进，随着发用电计划进一步放开，就近消纳项目的上网电量与用电行为客观上都将更深地嵌入市场运行规则中。从模式规范看，国家发改委、国家能源局于2025年5月发布的《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），明确并网型项目原则上应作为整体参与电力市场交易，并对与公共电网的交换功率边界、消纳困难时段运行约束等提出了可执行要求；随后于2025年9月发布的《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），进一步明确“就近消纳项目平等参与电力市场”，并要求按电力系统运行条件与成本，合理确定项目缴纳输配电费、系统运行费用等，这标志着就近消纳项目已被纳入“权责对等、成本匹配”的制度轨道。

二是产业绿色转型与国际规则演进叠加，企业对“就近绿电供给+市场化认证”的需求快速上升。国际方面，欧盟碳边境调节机制（CBAM）于2026年正式实施，对相关进口产品的碳排放申报与成本承担提出更严格的要求，绿色用能正通过贸易链条向制造业供应链加速传导；国内方面，国家明确推动零碳园区建设，要求园区统筹优化能源供给与消费、加强源荷匹配，推动绿电直连等绿色电力直接供应模式落地，并健全绿证制度、推进其国际互认。

三是全国统一电力市场建设提速与电网安全监管趋严，倒逼就近消纳项目“入市即入规”。从市场建设进程来看，我国已于2025年初步建成全国统一电力市场，并形成“1+6”基础规则体系，下一步将重点加强电力市场秩序专项监管。从市场运营角度来看，就近消纳项目具有“小、散、多”、发用电一体、与公用电网双向耦合等特征，若缺乏标准化的市场注册与交易出清机制，容易出现主体边界模糊、权责不匹配、成本外溢以及调度执行偏差等问题。因此，需要提前将入市路径设计为“可执行的规则组合”，在制度层面实现“权责对等、成本可回收、风险可管控”。

适应新型电力系统的

就近消纳项目市场机制设计

探索制定就近消纳项目入市规则，关键在于把握两个原则：一是落实新能源全面入市、平等交易的政策方向；二是守住电网安全稳定运行的底线，防止责任外溢、成本转嫁和违规套利。为此，应以全国统一电力市场规则为主干，以项目整体的物理边界和责任边界为锚点，构建覆盖“市场注册-交易出清-计量结算-费用共摊”全链条的机制。

以“项目整体”为基础，建立多元化市场注册机制

就近消纳项目在并网点与公共电网形成清晰的交换关系，适合以“项目整体”作为参与电力市场的最小单元。然而，考虑到项目投资主体多元、规模差异大，若“一刀切”要求其按传统发电企业或传统电力用户注册，容易抬高合规成本，降低企业参与积极性。

为此，可按投资主体关系、上下网电量规模等差异，设置四类注册方式：一是以发电企业和电力用户身份直接参与市场，适用于电源类与负荷类投资主体不同、且上下网电量规模较大的项目，按“电源整体+负荷整体”注册，即所有电源整体注册为一个发电企业，所有负荷整体注册为一个电力用户。二是以发电企业和电力用户身份聚合参与市场，适用于上下网电量规模较小的项目，按“电源整体聚合+负荷整体聚合”注册，即所有电源整体聚合为电源类虚拟电厂，所有负荷整体聚合为负荷类虚拟电厂，由虚拟电厂统一代理。三是作为智能微电网整体参与市场，适用于电源类与负荷类投资主体相同、且上下网电量规模较大的项目，按“电源+负荷”整体注册为智能微电网。四是作为价格接受者参与市场，适用于自发自用比例极高、且上下网电量规模较小的项目，其上网电价与用电电价执行电力现货市场中同类项目月度分时点加权平均价格。

以“电能量-调节-环境权益”为目标，合理设计交易申报与出清规则

就近消纳项目的系统价值集中体现在“新能源富裕时段多用电、少上网”“系统紧张时段可提供调节”以及“形成可核验的绿色消费”等方面。因此，机制设计应着力构建涵盖“电能量+辅助服务+绿电绿证”的多维价值市场架构，形成“用市场信号引导用电行为”的闭环。

在电能量市场中，激励项目通过市场价格信号主动优化用电方式。对于直接注册的项目，发电企业以“报量报价”方式参与，电力用户则以批发用户身份选择“报量报价”或“报量不报价”方式参与，均按节点边际价格出清；对于以聚合方式注册的项目，采用“报量报价”方式参与，其中电源类虚拟电厂同样按节点边际价格出清；对于智能微电网注册的项目，则采用“报量不报价”方式，按其申报的充放电曲线优先出清，并接受市场价格。

在辅助服务市场中，项目采用“报量报价”的方式参与，并按照节点边际价格进行出清。以调频服务为例，项目需申报其调频容量、可参与时段、调频出力基值及服务报价，电力调度机构根据调频资源的综合性能指标对申报资源进行排序并完成出清，最终以中标调频参与者中的最高服务价格作为该轮调频服务的统一出清价格。

在与绿电绿证机制的衔接方面，项目自发自用的电量可直接认定为绿电，并核发不可交易的绿证；项目上网电量则通过集中竞价成交合同开展绿电交易，并可依据与有绿电交易需求的电力用户之间的双边协商，形成相应的绿电交易合同。

以“照付不议、偏差结算”为原则，完善计量结算与价格形成方式

就近消纳项目应以并网点作为统一的计量与结算参考点，清晰界定上网电量、下网电量及项目内部自发自用电量，并针对电力现货市场连续运行地区与非连续运行地区分别适用相应的结算规则。其中，项目上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制，其上网电价主要通过市场化方式形成：在电力现货市场连续运行地区，推荐采用“量差结算”方式，即中长期合同电量按中长期合同价格结算，偏差电量按现货市场价格结算；在电力现货市场未连续运行地区，原则上不向公共电网反向送电，也不开展送电结算。此外，项目还可通过提升绿电交易比例、参与辅助服务市场等方式，获取环境价值与调节价值。

以“权责对等、谁受益谁承担”为底线，明确费用计提与成本分摊边界

就近消纳项目在一定程度上有助于提升新能源的就地利用水平，但如果相关费用机制不清晰，容易演变为“少数主体受益、多数用户买单”的局面，并对电网企业的准许收入回收及系统运行秩序形成冲击。因此，应坚持“谁受益、谁承担”的基本原则：对于辅助服务费用，上网电量参照发电企业执行，下网电量参照电力用户执行；对于系统运行费用，暂按下网电量缴纳系统运行费，并逐步向按占用容量等方式缴费过渡，同时暂免缴纳自发自用电量所对应的政策性交叉补贴新增损益。

下一步工作建议

一是加强政策衔接，促进新能源就近消纳。为激励就近消纳项目主动消纳新能源，建议政府部门优化新能源消纳困难时段的考核与利益分配机制：对项目在消纳困难时段为主动消纳新能源而产生的下网电量超过申报功率的情况，予以考核豁免或减免，以鼓励其提升本地消纳能力；对项目在此时段内的上网电量，则全部按超额获利予以回收，避免加剧新能源消纳矛盾。

二是鼓励配置储能，提升系统调节能力。就近消纳项目具有明显的自调节属性，合理配置储能可提升其自身平衡能力、降低接网容量。建议政府部门鼓励就近消纳项目自主配置储能，将其作为电源侧储能纳入系统调节能力统筹考量，并研究完善配套政策，支持其按照一定容量补偿价格回收固定成本。

三是严控技术标准，强化系统调度运行。就近消纳项目呈现“小、散、多”的形态，叠加新能源波动特性，对电力系统实时平衡与调度控制提出了更高要求。建议电力调度机构根据项目规模、接入电压等级及在系统中的作用，分层分级制定差异化的并网技术标准；对局部电网有显著影响的项目，可将具备自动发电控制（AGC）及日前、日内负荷预测能力，作为中大型项目参与电力市场的必要条件。