今年，国家连续出台绿电直连（650号文）、零碳园区（910号文）等新业态相关政策，鼓励新能源就近消纳，但仍缺少统一的定价标准和清晰合理的经济责任界面，就近消纳项目承担稳定供应保障成本不清，“权责不统一”的公平性矛盾凸显。
同时，西部“沙戈荒”基地附近高耗能企业可就近消纳富余新能源，提出要求享受输电价格优惠，东部新能源企业要求开展“隔墙售电”，减免中间环节费用，业内逐步形成就近消纳项目等同于“优惠电”、“电网的可靠性服务是免费”的错误认识。
9月12日，国家发改委发布1192号文，按照“谁受益、谁负担”的原则，统一规范各类新能源就近消纳价格机制，为项目合理投资提供政策依据。
政策适用于新能源就近消纳项目，如绿电直连（光伏、风电）、零碳园区、源网荷储一体化、微电网等项目，适用范围比650号文更广，要求电源、负荷、储能等作为整体接入大电网交易、结算（并网型），或整体离网运行（离网型）。具体技术要求为：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%）。
1192号文首提“稳定供应保障费用”，离网型项目免缴，主要针对并网型项目，包括输配电费、系统运行费、上网环节线损费。
将现行的两部制输配电价（容（需）量电价+电量电价）折算为单一制容（需）量电价，即新政策月度输配电费仅与接入大电网的容（需）量相关，与用电量无关。
月度输配电费=现行容（需）量电费+现行电量电价标准折算的容量电费：
其中，现行容（需）量电费=各省分电压等级输配电价容量（需）电价×项目接网容量；现行电量电价标准折算的容量电费=各省分电压等级输配电价电量电价×730小时×项目接网容量×全省110千伏及以上工商业两部制用户平均负荷率（以下简称“全省标杆负荷率”，总部与价格司基本达成共识，具体由电网企业测算、省级主管部门核定）。
* 730小时=全年8760小时/12，即每月的平均小时数
* 全省标杆负荷率=∑年下网电量÷∑（每月末运行容量×每月运行小时数）。
暂按下网电量缴纳系统运行费、上网环节缴纳线损费用，自发自用电量免缴，未来逐步向按占用容量等方式缴费过渡。
离网型项目不参与市场交易，并网型项目作为统一整体，平等参与电力市场，不得由电网企业代理购电。
现货市场连续运行地区，按照市场规则进行交易和结算，但新能源上网电量不享受机制电价保障。现货市场未连续运行地区，缺少灵敏的价格信号，原则上不向公共电网反向送电。
项目应当具备分表计量条件，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。
1192号文自10月1日起实施。项目业主如果选择执行新政策，需要自主向政府主管部门备案，并向电网企业提出接网申请，与电网企业签订协议。没有备案的项目，继续执行原政策。
未来新政策对新能源投资开发起到正向作用。用户通过新建新能源、储能等项目，可将部分下网电量转化为自发自用电量，1192号文一方面减免了该部分电量的系统运行费、上网环节线损等费用，另一方面允许项目通过压减接网容量节约输配电费，从而提高了就近消纳项目的投资效益。通过新能源就近消纳，能够为出口企业绿色用能，应对国际碳壁垒贸易竞争。
新能源发电就近消纳项目虽看似与公共电网的直接联系减弱，但本质是将更多安全保障责任从公共电网转移至项目自身。这要求项目实施主体全面提升规划、设计、建设、运营、调控等全流程能力。
就项目运营阶段而言，应做好电力交易运营、自趋优控制、可调潜力挖掘等工作。就近消纳项目以新型经营主体身份参与市场，充分利用各类灵活调节资源，提升可调节性能，提高项目的负荷率，使得其参与电力市场套利空间更大。而更加准确的发电功率预测、用户电量预测则是保障优秀电力交易策略的基础。
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