国家发改委、国家能源局9月联合发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》和《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，两项政策共同推动新能源消纳与新型储能发展，构建新型电力系统。
随着风电、光伏装机规模持续扩大，其发电出力的随机性和波动性给电网稳定运行带来压力。
虽然国家和各地曾出台政策鼓励新能源就近消纳模式发展，如绿电直连、零碳园区、源网荷储一体化等，但总体上发展仍偏慢。
两项政策协同发力，1192号文从需求侧完善价格机制，1144号文从供给侧推动储能建设，共同促进新能源高质量发展。
1192号文的核心是明确就近消纳项目的准入条件、费用分摊和市场参与机制：
准入条件：要求项目界面清晰、计量准确，且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%）。
费用机制：遵循“谁受益、谁负担”原则。项目按容量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费；系统运行费暂按下网电量缴纳，暂免自发自用电量的政策性交叉补贴。输配电费具体计算为：容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费+所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量。
市场参与：项目作为整体平等参与电力市场。现货连续运行地区可按市场规则上网结算；未连续运行地区原则上不向公共电网反向送电。
1144号文的核心是设定储能发展目标、完善市场机制和拓展应用场景：
规模目标：到2027年，新型储能装机规模达1.8亿千瓦以上，带动直接投资约2500亿元。
市场机制：建立电能量市场+辅助服务市场+容量补偿的多元收益机制，鼓励储能全面参与电力市场。
应用场景：推动电源侧（如沙戈荒新能源基地）、电网侧（关键节点独立储能）及用户侧（工业园区、智能微电网等）储能应用。
技术创新：以锂离子电池为主，支持压缩空气、液流电池、钠离子电池等多技术路线发展。
明确市场空间：1144号文设定的1.8亿千瓦装机目标为储能投资提供了清晰预期，两年半内装机翻倍，市场规模显著扩大。
提升经济性：统一的收益框架（电能量市场、辅助服务市场、容量补偿）使储能投资回报测算更清晰，增强了投资确定性。
激励技术创新：政策支持多技术路线发展，有助于降低对单一技术的依赖，促进产业多元化升级。
绿电直连与零碳园区：1192号文为就近消纳项目提供了合法身份和明确规则，解决了制度障碍，有望促进绿电直连、零碳园区等模式发展。
虚拟电厂与综合能源服务：1144号文鼓励储能参与需求响应，1192号文的容量费用机制为虚拟电厂聚合资源、优化容量申报创造了新的商业模式和价值空间。
两者共同为新能源消纳和系统调节能力提升提供了制度保障，利好储能、虚拟电厂、绿电直连等新兴业态发展。
